estudio de coordinacion de proteccion aplicando digsilent power factory

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION POU 22.9KV

INDICE DE FIGURAS ILUSTRACIÓN 1 SISTEMA ELÉCTRICO POU ........................................................................... ..................................... 2 ILUSTRACIÓN 2 PERFIL DE TENSIÓN SER SANTA ROSA MÁXIMA DEMANDA............................................................ 8 ILUSTRACIÓN 3 PERFIL DE TENSIÓN SE PUQUINA-LA CAPILLA MÁXIMA DEMANDA................................................ 9 ILUSTRACIÓN 4 PERFIL DE TENSIÓN SE OMATE O-371 MÁXIMA DEMANDA ......................................................... 10 ILUSTRACIÓN 5 PERFIL DE TENSIÓN SE OMATE O-374 MÁXIMA DEMANDA ......................................................... 11 ILUSTRACIÓN 6 PERFIL DE TENSIÓN SE UBINAS C-1 MÁXIMA DEMANDA .............................................................. 12 ILUSTRACIÓN 7 PERFIL DE TENSIÓN UBINAS C-2 MÁXIMA DEMANDA .................................................................. 13 ILUSTRACIÓN 8 AJUSTES DE FASES SER SANTA ROSA ...................................................................... ....................... 18 ILUSTRACIÓN 9 DISTANCIA VS TIEMPO SER SANTA ROSA ............................................................................. ........ 19 ILUSTRACIÓN 10 AJUSTES DE FASES PUQUINA O-271 ............................................................................................ 20 ILUSTRACIÓN 11 DISTANCIA VS TIEMPO PUQUINA O-271 ............................................................................ ........ 21 ILUSTRACIÓN 12 AJUSTES DE FASES OMATE O-371 ............................................................................................... 22 ILUSTRACIÓN 13 DISTANCIA VS TIEMPO OMATE O-371 ................................................................................. ........ 23 ILUSTRACIÓN 14 AJUSTES DE FASES OMATE O-373 ............................................................................................... 24 ILUSTRACIÓN 15 DISTANCIA VS TIEMPO OMATE O-373 ................................................................................ ........ 25 ILUSTRACIÓN 16 AJUSTES DE FASES OMATE O-374 ............................................................................................... 26 ILUSTRACIÓN 17 DISTANCIA VS TIEMPO OMATE O-374 ................................................................................ ........ 27 ILUSTRACIÓN 18 AJUSTES DE FASES UBINAS C-1 ............................................................................. ....................... 28 ILUSTRACIÓN 19 DISTANCIA VS TIEMPO UBINAS C-1 ............................................................................................. 29 ILUSTRACIÓN 20 AJUSTES DE FASES UBINAS C-2 ............................................................................. ....................... 30 ILUSTRACIÓN 21 DISTANCIA VS TIEMPO UBINAS C-2 ............................................................................................. 31 ILUSTRACIÓN 22 AJUSTES DE TIERRA SER SANTA ROSA ......................................................................................... 32 ILUSTRACIÓN 23 DISTANCIA VS TIEMPO SER SANTA ROSA (FALLAS SIN RF) .......................................................... 32 ILUSTRACIÓN 24 DISTANCIA VS TIEMPO SER SANTA ROSA (FALLAS CON RF) ........................................................ 33 ILUSTRACIÓN 25 AJUSTES DE TIERRA PUQUINA O-271 .................................................................................. ........ 34 ILUSTRACIÓN 26 DISTANCIA VS TIEMPO PUQUINA O-271 (FALLAS SIN RF) ........................................................... 35 ILUSTRACIÓN 27 DISTANCIA VS TIEMPO PUQUINA O-271 (FALLAS CON RF) .................................. ....................... 35 ILUSTRACIÓN 28 AJUSTES DE TIERRA OMATE O-371 ....................................................................... ....................... 36 ILUSTRACIÓN 29 DISTANCIA VS TIEMPO OMATE O-371 (FALLAS SIN RF) ............................................................... 37 ILUSTRACIÓN 30 DISTANCIA VS TIEMPO OMATE O-371 (FALLAS CON RF) ............................................................. 38 ILUSTRACIÓN 31 AJUSTES DE TIERRA OMATE O-373 ....................................................................... ....................... 39 ILUSTRACIÓN 32 DISTANCIA VS TIEMPO OMATE O-373 (FALLAS SIN RF) ............................................................... 39 ILUSTRACIÓN 33 DISTANCIA VS TIEMPO OMATE O-373 (FALLAS CON RF) ............................................................. 40 ILUSTRACIÓN 34 AJUSTES DE TIERRA OMATE O-374 ....................................................................... ....................... 41 ILUSTRACIÓN 35 DISTANCIA VS TIEMPO OMATE O-374 (FALLAS SIN RF) ............................................................... 42 ILUSTRACIÓN 36 DISTANCIA VS TIEMPO OMATE O-374 (FALLAS CON RF) ............................................................. 42 ILUSTRACIÓN 37 AJUSTES DE TIERRA UBINAS C-1 .................................................................................................. 43 ILUSTRACIÓN 38 DISTANCIA VS TIEMPO UBINAS C-1 (FALLAS SIN RF) ................................................................... 44 ILUSTRACIÓN 39 DISTANCIA VS TIEMPO UBINAS C-2 (FALLAS CON RF) ................................................................. 45 ILUSTRACIÓN 40 AJUSTES DE TIERRA UBINAS C-2 .................................................................................................. 46 ILUSTRACIÓN 41 DISTANCIA VS TIEMPO UBINAS C-2 (FALLAS SIN RF) ................................................................... 46 ILUSTRACIÓN 42 DISTANCIA VS TIEMPO UBINAS C-2 (FALLAS CON RF) ................................................................. 47 ILUSTRACIÓN 43 CONDUCTOR ROTO CON Y SIN CONTACTO A TIERRA ................................................................. 48 ILUSTRACIÓN 44 SIMULACIONES DE CONDUCTOR ROTO .............................................................................. ........ 48 ILUSTRACIÓN 45 EJEMPLO USO DE SECCIONALIZADOR AUTOMÁTICO.................................................................. 50 ILUSTRACIÓN 46 RESPUESTA DE SECCIONALIZADOR AUTOMÁTICO ...................................................................... 51


INDICE DE TABLAS TABLA 1 EQUIVALENTE THEVENIN POU 22.9KV........................................................................................................ 2 TABLA 2 DEMANDA 2015 ........................................................................ .................................................................. 6 TABLA 3 DEMANDA 2016 ........................................................................ .................................................................. 6 TABLA 4 RESULTADO DE CORTOCIRCUITO SER SANTA ROSA ......................................................................... ........ 14 TABLA 5 RESULTADO DE CORTOCIRCUITO PUQINA – LA CAPILLA .......................................................................... 14 TABLA 6 RESULTADO DE CORTOCIRCUITO OMATE O-371.............................................................................. ........ 14 TABLA 7 RESULTADO DE CORTOCIRCUITO OMATE O-374.............................................................................. ........ 14 TABLA 8 RESULTADO DE CORTOCIRCUITO UBINAS C-1 .......................................................................................... 15 TABLA 9 RESULTADO DE CORTOCIRCUITO UBINAS C-2 .......................................................................................... 15 TABLA 10 FUSIBLES PARA TRANSFORMADORES.............................................................................. ....................... 16 TABLA 11 AJUSTE DE FASES SER SANTA ROSA ........................................................................................................ 18 TABLA 12 RESUMEN AJUSTES DE FASES PUQUINA O-271 .............................................................................. ........ 20 TABLA 13 RESUMEN AJUSTES DE FASES OMATE O-371.................................................................................. ........ 22 TABLA 14 RESUMEN AJUSTES DE FASES OMATE O-373.................................................................................. ........ 24 TABLA 15 RESUMEN AJUSTES DE FASES OMATE O-374.................................................................................. ........ 26 TABLA 16 RESUMEN AJUSTES DE FASES UBINAS C-1 ....................................................................... ....................... 28 TABLA 17 RESUMEN AJUSTES DE FASES UBINAS C-2 ....................................................................... ....................... 30 TABLA 18 RESUMEN AJUSTES DE TIERRA SER SANTA ROSA ................................................................................... 32 TABLA 19 RESUMEN AJUSTES DE TIERRA PUQUINA O-271 .................................................................................... 34 TABLA 20 RESUMEN AJUSTES DE TIERRA OMATE O-371 ................................................................................ ........ 37 TABLA 21 RESUMEN AJUSTES DE TIERRA OMATE O-373 ................................................................................ ........ 39 TABLA 22 RESUMEN AJUSTES DE TIERRA O-374 .............................................................................. ....................... 41 TABLA 23 RESUMEN AJUSTES DE TIERRA UBINAS C-2 ............................................................................................ 44 TABLA 24 RESUMEN AJUSTES DE TIERRA UBINAS C-2 ............................................................................................ 46 TABLA 25 CORRIENTES ANTES DE PERDER UNA FASE............................................................................................. 49 TABLA 26 CORRIENTES DESPUÉS DE PERDER UNA FASE................................................................................. ........ 49


Estudio de Coordinación de Protecciones del Sistema de Distribución POU 22.9kV La Empresa de Servicio Público de Electricidad Electrosur S.A., con el fin de seguir brindando la mejor calidad de sus servicios y abastecer de energía a la creciente demanda, ha desarrollado un Programa de Inversiones para el Afianzamiento de su Sistema Eléctrico para el año 2016. Dentro de las actividades del Programa de inversiones se tiene previsto desarrollar un Estudio de Coordinación de Protecciones del Sistema Eléctrico POU en 22.9kV. Cuya finalidad es revisar, verificar y validar o reajustar los ajustes actuales de las protecciones existentes. Así mismo incorporar la evaluación de coordinación de fusibles en los ramales y subestaciones de distribución.

1. OBJETIVO Establecer una adecuada coordinación de la protección en media tensión entre los elementos de protección Relé - Fusibles instalados en el sistema de distribución POU 22.9kV de las subestaciones eléctricas Santa Rosa, Puquina, Omate, Ubinas que comprenden el sistema eléctrico rural POU.

2. ALCANCES El estudio de coordinación de las protecciones está basado en las redes existentes del sistema eléctrico POU 22.9kV de Electrosur S.A., el cual comprende los alimentadores de las subestaciones eléctricas de potencia Santa Rosa, Puquina, Omate, Ubinas; estas subestaciones tienen una operación bajo configuración radial y régimen de neutro puesto a tierra, en cada uno de sus alimentadores. El sistema eléctrico POU comprende cuatro subestaciones, las subestaciones Santa Rosa, Puquina transforman la tensión de 33 a 22.9kV y las subestaciones Omate, Ubinas solo son subestaciones de paso donde no existe transformación del nivel de tensión, manteniéndose en 22.9kV. A continuación se muestra la configuración de las Barras del sistema eléctrico POU.


Ilustración 1 Sistema eléctrico POU

Las corrientes base para la referencia del Cortocircuito se toma en cada una de las barras en 22.9kV del sistema eléctrico POU. Que a continuación se muestra, correspondiendo a lo publicado por el COES para el escenario de Máxima Demanda en Avenida 2016. Name OMT023 POL033 PUQ033 SOC033 STR033 UBN023

Sk 14.436 89.891 50.844 992.563 58.408 9.986

Ik 0.364 1.573 0.889 17.365 1.022 0.252

R/X 0.319 0.557 0.576 0.178 0.572 0.407

Z2/Z1 1.000 1.003 1.001 1.029 1.002 1.000

Xo/X1 1.640 3.737 3.812 2.117 3.798 2.401

Ro/Xo 0.180 0.265 0.259 0.462 0.260 0.218

Tabla 1 Equivalente Thevenin POU 22.9kV

La filosofía para la protección de la red de media tensión está basada en la activación de las funciones de falla entre fases y tierra de los relés de cabecera, y fusibles ubicados a lo largo de los alimentadores que presentan las subestaciones Santa Rosa, Puquina, Omate y Ubinas. La coordinación de los relés se basará en la coordinación por curva inversa, y tomará como base los ajustes proporcionados por la empresa Electrosur S.A para sus relés principales ubicados en las SE Socabaya y Polobaya.


3. NORMAS EMPLEADAS El estudio presentado ha sido desarrollado en base a las siguientes normas 





 

IEEE Std. 242-2001™ Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems. IEEE C37.48.1 Guide for the Operation, Classification, Application, and Coordination of Current-Limiting Fuses with Rated Voltages 1 – 38kV. IEEEC37.112Standard Inverse-Time Characteristic Equations for overcurrent relays. IEC 60282-1 High-Voltage Fuses - Part 1: Current-Limiting Fuses. IEC 60787 Application Guide for the Selection of Fuse-Links of High-Voltage Fuses for Transformer Circuit Applications.

4. SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO En el Anexo 2: Diagramas Unifilares de Protección se muestra los diferentes equipos a coordinar, tanto de las SE Santa Rosa, Puquina, Omate y Ubinas. En este diagrama se muestra las funciones de protección disponibles para cada uno de los elementos de protección; pero que no necesariamente están activadas. El sistema eléctrico POU es un sistema eléctrico que consta de dos subestaciones principales y de 2 subestaciones de paso (sin transformación de nivel de tensión), ubicadas radialmente en la línea de transmisión de 33kV. El sistema eléctrico se inicia en la barra de salida 33kV de la SE Socabaya, que por medio de la línea L-3310A suministra de energía a la SE de paso Polobaya en 33kV. Esta línea en la barra de salida 33kV de la SE Socabaya cuenta para su protección con un relé SEL 451 con las siguientes funciones.     

Sobrecorriente de fases (50/51). Sobrecorriente a tierra (50N/51N). Sobrecorriente direccional de fases (67). Sobrecorriente direccional a tierra (67N). Relé de balance de fases (46).

A continuación se tiene la SE de Paso Polobaya 33kV. En la barra de salida se tiene dos alimentadores, el primero suministra energía a la mina pampa de cobre. El segundo alimentador es el que suministra de energía las subestaciones Santa Rosa y Puquina. La salida hacia las SE Santa Rosa y Puquina cuenta para su protección con un recloser NULEC ADVC con las siguientes funciones de protección.  

Sobrecorriente de fases (50/51). Sobrecorriente a tierra (50N/51N).


  

Relé de recierre (79). relé de sobre-subtension (59/27). Relé de balance de fases (46).

Por medio de la línea L-3310B la SE Polobaya se interconecta con las SE santa Rosa y Puquina. La SE Santa Rosa cuenta con una celda de transformación, que está constituida por un transformador de potencia de 33/22.9kV, 1MVA y grupo de conexión Dyn5. Este sistema eléctrico es administrado por el gobierno regional de Moquegua. En la bahía de llegada 33kV se tiene un recloser NULEC ADVC y en la bahía de salida 22.9kV se tiene un recloser NULEC ADVC de sobrecorriente con las siguientes funciones:     

Sobrecorriente de fases (50/51). Sobrecorriente a tierra (50N/51N). Relé de recierre (79). relé de sobre-subtension (59/27). Relé de balance de fases (46).

La SE Puquina cuenta con un transformador de potencia de 33/22.9kV, 2MVA y grupo de conexión Dyn5. En la bahía de salida 22.9kV se tiene un recloser NULEC ADVC de sobrecorriente con las siguientes funciones:     


Por medio de una línea de 22.9kV se interconecta la SE Puquina con la SE de paso Omate. Las SE Omate es solo una sub estación de paso, donde no se presenta cambio de nivel de tensión, en la barra de salida 22.9 kV de esta subestación. Se tiene los alimentadores O-371, O-373, O-374. El alimentador O-371 suministra de energía a los poblados de Quinistaquillas, Cuchumbaya, Carumas, Titire. Para la protección de este alimentador se cuenta con un recloser NULEC ADVC con las siguientes funciones de protección.     



El alimentador O-374 suministra de energía al poblado de Omate. Para la protección de este alimentador se cuenta con un recloser NULEC ADVC con las siguientes funciones de protección.     


El alimentador O-373 permite interconectar la SE Omate y La SE Ubinas. Para la protección de este alimentador se cuenta con un recloser NULEC ADVC que cuenta con las siguientes funciones de protección.     


Las SE Ubinas es solo una sub estación de paso, donde no se presenta cambio de nivel de tensión, en la barra de salida 22.9 kV de esta subestación. Se tiene los alimentadores C-1 y C-2. El alimentador C-1 suministra de energía a los poblados de Ubinas, Matalaque. Este alimentador para su protección solo cuenta con fusibles; pero se propondrá un recloser NULEC ADVC a la salida del alimentador. El alimentador C-2 suministra de energía al SER Chojata, Yunga, Lloque e Ichuña administrado por el gobierno regional de Moquegua. Para la protección de este alimentador se cuenta con un recloser NULEC ADVC con las siguientes funciones de protección.    

Sobrecorriente de fases (50/51). Sobrecorriente a tierra (50N/51N). Relé de recierre (79). relé de sobre-subtension (59/27).

5. CALCULO DE FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO 5.1 CÁLCULO DE FLUJO DE CARGA A efectos de satisfacer los requerimientos de la Elaboración del estudio de Coordinación de las protecciones Eléctricas del Sistema de Distribución POU 22.9kV, se llevaron a cabo las tareas necesarias que permitieron simular los flujos de potencia del sistema en el corto plazo.


La confección y posterior análisis de los flujos de potencia tienen por objeto el suministro de valores nominales de operación, sirviendo como introducción a los estudios de cortocircuito y posterior ajuste del sistema de protecciones. Asimismo permite elaborar un diagnóstico del sistema, en cuanto a su funcionamiento en estado estacionario.

Conformación de la Base de Datos Inicialmente, se centró el interés en la consolidación de la base de datos correspondiente tanto al equipamiento principal de las SE Santa Rosa, Puquina, Omate, Ubinas y de todas las redes de distribución primarias en 22.9kV de los alimentadores O-371, O-373, O-374, C-1, C-2. De las tareas de verificación en campo y análisis de coherencia resultaron en la base de datos que se presenta en el Anexo N° 1. Una vez consolidada la base de datos del Sistema Eléctrico se procedió a la preparación de los flujos de potencia, considerando los despachos y la distribución de demanda. Se tiene registradas las siguientes demandas por alimentador: Subestación

Alimentador

kV

S.E. Socabaya

IN-3400 Pampa de Cobre Sta. Rosa, Puquina

33

Máxima 2015 MW 2.48

33

1.44

0.65

33

1.00

-0.39

S.E. Polobaya S.E. Polobaya

Máxima 2015 MVAR 2.20

Tabla 2 Demanda 2015

Como el presente estudio tiene como objetivo determinar los ajustes de relés y calibre de fusibles para el periodo 2016. A la máxima y mínima demanda 2015 se le aplicó una tasa de crecimiento del 5% y este resultado es tomado como base para el presente estudio. A continuación se presenta el resumen de las máximas y mínimas demandas para el periodo 2016. Subestación

Alimentador

kV

S.E. Socabaya

IN-3400 Pampa de Cobre Sta. Rosa, Puquina

33

Máxima 2016 MW 2.604

33

1.512

0.6825

33

1.05

-0.4095

S.E. Polobaya S.E. Polobaya

Máxima 2016 MVAR 2.31


Se desarrolló una revisión de la Base de Datos, que comprendió la verificación de topología del sistema de subtransmisión y distribución así como los parámetros eléctricos de los transformadores del sistema de distribución, con lo cual se obtuvo una Base de Datos apta para los estudios involucrados en estado estacionario y cortocircuito. La información del sistema eléctrico interconectado nacional fue obtenida de la página web del COES SINAC.

Identificación Topológica El Sistema Eléctrico POU, presenta una topología caracterizada por una red, que en toda su extensión, resulta radial. Para la protección de sus alimentadores cuenta con recloser de marca NULEC y fusibles. La red MT 22.9kV es del tipo trifásico en la mayor parte de su extensión, en las derivaciones que suministran de energía a los diversos poblados existen también subestaciones de distribución bifásicas y monofásicas. La denominación bifásica es para los transformadores de distribución alimentados con dos conductores de fase. Esto es usado para diferenciarlo del sistema monofásico MRT; esta convención va a ser usada para el presente estudio.

Criterios Niveles de Tensión: En primer término se empleó la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE), que establece que en todos los niveles la variación de la tensión está en el rango de ±5% de las tensiones nominales. Tal como también está establecido en el CNE sección 1, apartado 017.C. Carga de Líneas y Transformadores: La evaluación de los límites de carga de líneas y transformadores en los distintos escenarios tiene en cuenta el siguiente criterio: Líneas de transmisión: 100% de su potencia nominal - MVA Transformadores: 100% de su potencia nominal – MVA Tensión de referencia: La tensión en las barras de salida de los alimentadores para el presente estudio; es la tensión de operación que se presenta producto de la operación de los elementos de regulación con los que cuenta el sistema eléctrico POU.


Análisis de los Resultados por Alimentador SE SANTA ROSA- SER SANTA ROSA Esta subestación solo tiene una salida y suministra de energía al sistema eléctrico rural Santa Rosa. No se presentan sobrecargas en líneas ni transformadores, así mismo las caídas de tensión no sobrepasan los límites establecidos en la NTCSE. La máxima demanda es de 161.13kW, a continuación se presenta su perfil de tensión donde 1.0 p.u. representa 22.9kV. T N E L I S g I

1.0600

D

[p.u.]

1.0440

Maximo Permitido por NTCSE 1.5 p.u.

Mina Inka 23.939 km 1.036 p.u.

1.0280 Salinas Moche 25.572 km 1.036 p.u.

Sta Lucia Salinas 37.810 km 1.035 p.u.

Santa_Lucia 53.712 km 1.034 p.u.

Matazo 66.778 km 1.034 p.u.

1.0120 Carmen Chaclaya 73.161 km 1.033 p.u.

Quinsachata 82.610 km 1.032 p.u.

Vnom= 1.00 p.u. 0.9960

0.9800 0.0000

16.800 Line-Ground Voltage, Magnitude A Line-Ground Voltage, Magnitude C

33.600

50.400

67.200

[km]

84.000

Line-Ground Voltage, Magnitude B

Ilustración 2 Perfil de Tensión SER Santa Rosa Máxima Demanda

Se puede apreciar que existe un ligero desbalance entre fases, esto es ocasionado por la presencia de cargas monofásicas, que por presentarse en distintas zonas y ser de diferente potencia no pueden estar totalmente balanceadas.

SE PUQUINA – LA CAPILLA Esta subestación solo tiene una salida ya en la parte exterior de la subestación se presentan dos derivaciones una de las cuales se dirige a la SE Omate; la otra derivación suministra de energía al sector denominado La Capilla. El perfil de tensión mostrado a continuación es el de esta derivación.


No se presentan sobrecargas en líneas ni transformadores, así mismo las caídas de tensión no sobrepasan los límites establecidos en la NTCSE. La máxima demanda es de 46.32kW, a continuación se presenta su perfil de tensión donde 1.0 p.u. representa 22.9kV. T N E L I S g I

1.065

D

[p.u.]

Maximo Permitido por NTCSE 1.05 p.u

1.040

Talahuayo G-020E 10.696 km 1.000 p.u.

Caiman G-010E 7.319 km 1.001 p.u.

1.015

La Capilla G-050 16.558 km 1.000 p.u.

Calepa G-080E 24.822 km 1.003 p.u.

Vnom= 1.00 p.u. 0.990

Plaza Seche G-095E 4.594 km 1.001 p.u.

Hembruna G-015E 8.720 km 1.000 p.u.

G-030E Curacoy 14.072 km 1.000 p.u.

Moromolle G-090 29.920 km 1.003 p.u.

Carrizal G-065E 21.701 km 1.003 p.u.

0.965

Minimo Permitido por NTCSE 0.95 p.u

0.940 0.0000


12.000

18.000

24.000

[km]

30.000


Ilustración 3 Perfil de Tensión SE Puquina-La Capilla Máxima Demanda

Se puede apreciar que existe un ligero desbalance entre fases, esto es ocasionado por la presencia de cargas monofásicas, que por presentarse en distintas zonas y ser de diferente potencia no pueden estar totalmente balanceadas.

SE OMATE O-371 La salida O-371 suministra energía a Quinistaquillas, Cuchumbaya, Caruma y Titire. En esta salida no se presentan sobrecargas en líneas ni transformadores, así mismo las caídas de tensión no sobrepasan los límites establecidos en la NTCSE. La máxima demanda es de 363.10kW, a continuación se presenta su perfil de tensión donde 1.0 p.u. representa 22.9kV.


T N E L I S g I D

1.065

[p.u.]


1.040

1.015

San Francisco I-060 3.643 km 0.996 p.u.

Yaragua-Alto I-120E 30.059 km 0.988 p.u.

Vnom= 1.00 p.u.

0.990

Quinistaquillas I-110 19.550 km 0.990 p.u.

Muylaque2 I-310E 52.953 km 0.985 p.u.

I_500E 42.217 km 0.986 p.u.

0.965

I-550E 97.189 km 0.988 p.u.

Minimo Permitido por NTCSE 0.95 p.u.

0.940 0.00

20.00 m:u:A Line-Ground Voltage, Magnitude C

40.00

60.00

80.00

[km]

100.00

m:u:B

Ilustración 4 Perfil de Tensión SE Omate O-371 Máxima Demanda

SE OMATE O-374 La salida O-374 suministra de energía a Omate. En esta salida no se presentan sobrecargas en líneas ni transformadores, así mismo las caídas de tensión no sobrepasan los límites establecidos en la NTCSE. La máxima demanda es de 76.17kW, a continuación se presenta su perfil de tensión donde 1.0 p.u. representa 22.9kV.


T N E L I S g I

1.065

D

[p.u.]


1.040

1.015

Chichilin Bajo J-040 0.607 km 0.994 p.u.

Ant_Claro J-035E 1.327 km 0.994 p.u.

Vnom= 1.00 p.u.

0.990 Chichilin Alto J-060 1.091 km 0.994 p.u.

Ant_Claro J-035E 2.785 km 0.997 p.u.

Omate_3Abr J-030 1.686 km 0.994 p.u.

0.965

Minimo Permitido por NTCSE 0.95 p.u.

0.940 -0.0000

0.5600 m:u:A Line-Ground Voltage, Magnitude C

1.1200

1.6800

2.2400

[km]

2.8000

m:u:B

Ilustración 5 Perfil de Tensión SE Omate O-374 Máxima Demanda

SE UBINAS C-1 La salida C-1 suministra energía a Ubinas y Matalaque. En esta salida no se presentan sobrecargas en líneas ni transformadores, así mismo las caídas de tensión no sobrepasan los límites establecidos en la NTCSE. La máxima demanda es de 79.98kW, a continuación se presenta su perfil de tensión donde 1.0 p.u. representa 22.9kV.


T N E L I S g I

1.0650

D

[p.u.]


1.0390

1.0130

Tonohaya L-030 0.164 km 0.993 p.u.

Huatagua L-060E 1.745 km 0.993 p.u.

Chacchajen3 L-077E 3.721 km 0.992 p.u. Matalaque L-050 4.561 km 0.992 p.u. Vnom = 1.00 p.u.

0.9870

0.9610

Chacchajen L-075E 2.909 km 0.993 p.u.

Escacha L-015 0.560 km 0.988 p.u.

Candagua L-080E 5.527 km 0.992 p.u. Minimo Permitido por NTCSE 0.95 p.u.

0.9350 0.0000


2.2120

3.3180

4.4240

[km]

5.5300


Ilustración 6 Perfil de Tensión SE Ubinas C-1 Máxima Demanda

SE UBINAS C-2 La salida C-2 suministra de energía a Chojata, Lloque, Yunga, Ichuña. En esta salida no se presentan sobrecargas en líneas ni transformadores, así mismo las caídas de tensión no sobrepasan los límites establecidos en la NTCSE. La máxima demanda es de 230.69kW, a continuación se presenta su perfil de tensión donde 1.0 p.u. representa 22.9kV.


T N E L I S g I

1.0600

D

Maximo Permitido por NTCSE 1.05 p.u. [p.u.]

1.0340

Torata 13.139 km 0.987 p.u.

1.0080

Vnom= 1.00 p.u. Pachas_ 27.418 km 0.983 p.u.

Oyo Oyo 42.222 km 0.979 p.u.

0.9820

Chojata 16.918 km 0.982 p.u.

Yunga1 37.782 km 0.978 p.u.

Sacamaya 46.197 km 0.975 p.u.

Ichuña5 51.800 km 0.974 p.u.

0.9560 Minimo Permitido por NTCSE 0.95 p.u.

0.9300 -0.2000

10.340

20.880

Line-Ground Voltage, Magnitude A Line-Ground Voltage, Magnitude C

31.420

41.960

[km]

52.500


Ilustración 7 Perfil de Tensión Ubinas C-2 Máxima demanda

5.2 CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO A efectos de satisfacer los requerimientos de la elaboración del Estudio de Coordinación de Protecciones del Sistema Eléctrico, se llevaron a cabo las tareas necesarias para calcular los niveles de corriente de cortocircuito dentro del área de influencia del Estudio. El objetivo de este cálculo es de brindar toda la información necesaria, con respecto a los resultados de corriente de cortocircuito en las instalaciones que son parte del alcance del ECP, que sirvan como referencia para la verificación de los equipos de maniobra, mallas de puesta a tierra de las subestaciones o para especificar cualquier otro equipo para protección de proyectos futuros que se quieran conectar al Sistema Eléctrico POU 22.9kV. A su vez los resultados de cortocircuito serán usados en la verificación de la coordinación de protecciones. A continuación se presenta los valores calculados de cortocircuito trifásico y monofásico tanto en la barra de salida del alimentador; como en el punto más alejado del alimentador (Extremo remoto). De esta manera se puede apreciar el rango en el cual se encuentra las potencias y corrientes de corto circuito que se presentan en cada alimentador.


SE SANTA ROSA – SER SANTA ROSA Los resultados de cortocircuito en el alimentador son: Subestación/Barra Recloser Sta Rosa Extremo Remoto del SER Sta. Rosa (Quinsachata)

kA_3ph 0.377

MVA_3ph 14.95

kA_1ph 0.387

MVA_1ph 5.114

0.148

5.88

0.105

1.389

Tabla 4 Resultado de Cortocircuito SER Santa Rosa

SE PUQUINA – LA CAPILLA Los resultados de cortocircuito en el alimentador son: Subestación/Barra Recloser AMT 271 G-050 (La Capilla) Extremo Remoto de La Capilla (Moromolle)

kA_3ph 0.514

MVA_3ph 20.38

kA_1ph 0.548

MVA_1ph 7.244

0.418

16.56

0.383

5.058

--

--

0.200

2.64

Tabla 5 Resultado de Cortocircuito Puqina – La Capilla

SE OMATE O-371 Los resultados de cortocircuito en el alimentador son: Subestación/Barra Recloser AMT 371 Extremo Remoto de AMT 371 (I-550E)

kA_3ph 0.364

MVA_3ph 14.44

kA_1ph 0.282

MVA_1ph 3.73

0.196

7.79

0.127

1.673

Tabla 6 Resultado de Cortocircuito Omate O-371

SE OMATE O-374 Los resultados de cortocircuito en el alimentador son: Subestación/Barra Recloser AMT 374 J-030 (Omate_3Abr ) Extremo Remoto de AMT 374 (CPucara)

kA_3ph 0.364

MVA_3ph 14.44

kA_1ph 0.282

MVA_1ph 3.73

0.355

14.09

0.272

3.594

--

--

0.266

3.516

Tabla 7 Resultado de Cortocircuito Omate O-374


SE UBINAS C-1 Los resultados de cortocircuito en el alimentador son: Subestación/Barra Recloser AMT C-1 L-050 (Matalaque) Extremo Remoto de C-1 (L-080E)

kA_3ph 0.252

MVA_3ph 9.99

kA_1ph 0.163

MVA_1ph 2.158

0.238

9.44

0.153

2.023

--

--

0.152

2.006

Tabla 8 Resultado de Cortocircuito Ubinas C-1

SE UBINAS C-2 Los resultados de cortocircuito en el alimentador son: Subestación/Barra Recloser AMT C-2 Extremo Remoto de C-2 (Ichuña5)

kA_3ph 0.252

MVA_3ph 9.99

kA_1ph 0.163

MVA_1ph 2.158

0.137

5.44

0.088

1.165

Tabla 9 Resultado de Cortocircuito Ubinas C-2

En el Anexo 4: análisis de Cortocircuito, se muestra los resultados del análisis de cortocircuitos para diferentes tipos de fallas en forma gráfica.

6. AJUSTE DE LAS PROTECCIONES Los criterios de ajuste y selección de las protecciones se muestran en el Anexo 7: “Criterios de Protección en Media Tensión” aquí mostraremos solo los resultados de su aplicación sobre la red en estudio.

6.1

Selección de Fusibles Selección de Fusibles para Transformadores de Distribución Para la selección de los fusibles que se recomienda instalar en los transformadores y en las derivaciones que alimentan un solo transformador, se tomaron en cuenta lo siguiente:   

La corriente nominal La corriente de energización La curva de daño térmico del transformador

A continuación se muestra una tabla donde se indica el calibre del fusible tipo expulsión (cut-out) en función de la tensión, potencia y el tipo de alimentación de los transformadores de distribución.


Trafo_kVA Tipo Tension_kV Corriente Fusible 5 1ph 13.2 0.38 1k 10 1ph 13.2 0.76 1k 15 1ph 13.2 1.14 1k 25 1ph 13.2 1.89 2k 40 1ph 13.2 3.03 3k 50 1ph 13.2 3.79 3k 15 2ph 22.9 1k 0.66 25 3ph 22.9 1k 0.63 40 3ph 22.9 1k 1.01 50 3ph 22.9 2k 1.26 75 3ph 22.9 2k 1.89 100 3ph 22.9 3k 2.52 160 3ph 22.9 5k 4.03 Tabla 10 Fusibles para transformadores

En el Anexo 6: “Fusibles para Transformadores ” se muestra la característica de operación corriente-tiempo de los fusibles tipo K para cada tipo de transformador de distribución (según norma ANSI/IEEE C37.41 y ANSI/IEEE C37.42) que los protege. Selección de Fusibles para Líneas de Distribución Para la selección de los fusibles que se recomienda instalar en las líneas que alimentan más de un transformador, se tomaron en cuenta lo siguiente:     





La corriente nominal total Los resultados de flujo de potencia La corriente de energización total La corriente de cortocircuito en la ubicación del fusible Tiempos de operación (mínimum meelting y total clearing) para las corrientes de cortocircuito en el punto de ubicación del fusible. Curvas de operación de los relés y demás fusibles ubicados en la red de distribución. La corriente de carga fría.

Línea Troncal: Se ha verificado durante la operación del sistema de distribución, que la perdida de una fase en una red cargada (troncal con más de 15 Amperios) podría provocar la operación del relé de tierra del alimentador por aparición de corriente de neutro debido al desbalance. Por lo que no es recomendable hacer coordinación con fusibles en troncales o redes cargadas. Lo dicho anteriormente va de la mano con el ajuste de las unidades de tierra de los relés de cabecera que en nuestro caso es un valor bajo (<=4 Amp.).


El análisis de esta situación se muestra en el anexo 8 “Evaluación de Eventos Fase Abierta y su Incidencia en el ajuste del Neutro”. Ramales: Así mismo, el estar sometido a efectos electrodinámicos de fallas los elementos fusibles pierden sus propiedades y sus características de operación Tiempo – Corriente introduciendo aleatoriedad al momento de su actuación, por lo que no se recomienda administrar amplias gamas de fusibles, en su lugar manejar un fusible para maniobra y otro para coordinación o protección. Bajo el contexto anterior, se determina que el fusible para coordinación sea de valor menor o igual a 10k.

6.2 Protección de Sobrecorriente de fases – 50P/51P Para los ajustes se debe considerar un margen suficiente que tome en cuenta los posibles errores que se pueden tener en la corriente que se muestra ante el relé. En el caso de los ajustes de corriente, los errores tomados en cuenta serán los siguientes: Sobrecargas temporales en el alimentador: Error de los transformadores de corriente: Error del relé Conexiones Tolerancia de cálculo Total

15% 7% 4% 7% 8% 41% => 50%

Para el arranque de la función de protección contra sobrecorriente se debe considerar un margen del 50%, este error puede presentarse de manera favorable o desfavorable. Se va a considerar la situación más desfavorable con lo cual el 50% se asume de manera positiva. Para el ajuste de la protección de sobrecorriente de los relés de cabecera y recloser que están próximos al relé de cabecera se va a considerar un ajuste del 150% de la corriente nominal.

SE SANTA ROSA – SER SANTA ROSA A continuación se muestra la gráfica de selectividad con los ajustes propuestos para protección de sobre corriente de fase, para el recloser asociado al SER Santa Rosa. Indicando la corriente de carga para la máxima


demanda, la máxima corriente de cortocircuito trifásico y la mínima corriente de cortocircuito bifásico. 100

[s]

I = 3.329 pri.A

a m i n i M h P 2 a l l a F

a m i x a M h p 3 a l l a F

D

SEL451 L3310 EE 1.300 p.u. 6.500 sec.A 130.000 pri.A C1 Standart Inverse 0.280

10.285 s

10 ADVC SRosa 22.9kV Pr op 20.000 p.u. 20.000 sec.A 20.000 pri.A IEC 255 Extremely Inverse 0.500

1

T N E L I S g I

I = 86.349 pri.A

r o d a t n e m i l a a g r a C e d I

3.084 s

2.801 s

1.071 1.071 s

1.132 s

ADVC SRosa 33kV Pr op 60.000 p.u. 60.000 sec.A 60.000 pri.A IEC 255 Very Inverse 0.100

SEL451 L3310 EE 20.000 p.u. 100.000 sec.A 2000.000 pri.A 0.017 s

0.414 s

0.124 s

ADVC Polobaya1 Prop 11.000 p.u. 715.000 sec.A 715.000 pri.A 0.000 s

0.1

Inrush Alimentador uk: 5.60 % Ipeak: 8.00/0.10 s

0.01 33.00 kV 1 22.90 kV

ADVC SRosa 33kV Pr op 10.000 p.u. 600.000 sec.A 600.000 pri.A 0.000 s

10

100

10 POL033\Cub_4\ADVC Polobaya1 Prop SOC033\Cub_4\SEL451 L3310 EE STR033\Cub_4\ADVC SRosa 33kV Prop

100

1000

10000

[pri.A]

1000 10000 STR023\Cub_4\ADVC SRosa 22.9kV Prop Inrush Alimentador

100000 100000

Ilustración 8 Ajustes de fases SER Santa Rosa

De la gráfica anterior y de las fallas de cortocircuito trifásicas y bifásicas se observa que: Ante fallas trifásicas francas frente al recloser, este despejará en 124ms lo cual se considera adecuado. Ante falla bifásica ubicada en el extremo más remoto del alimentador (referencia Quinsachata); el tiempo de despeje del recloser NULEC es de 1.071s.





El resumen de ajustes para el SER Santa Rosa es el siguiente cuadro: Relé Modelo NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

Ubic. Código SER Sta. ROSA

kV TC 22.9 2000/1

I> 20

curva IEC-EI

Medio Tramo

22.9

20k

Medio Tramo

22.9

65k

t> 0.50

I>> --

t>> --

Tabla 11 Ajuste de Fases SER Santa Rosa

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas trifásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED Quinsachata.


T N E L I S g I D

3.0000

2.4000

1.8000 Mina Minka Maniobra 65K

Sta Lucia 20K

1.2000

Matazo 10K

ADVC SRosa-Prop

0.6000

-0.0000 0.0000

C3 Extremely 20.000 sec.A 0.500 9999.999 s

16.538

Huancarane 5K

33.076

49.614

66.152

[km]

82.690

Ilustración 9 Distancia vs Tiempo SER Santa Rosa

De la gráfica anterior de la simulación de cortocircuitos trifásicos se observa que: 





En este tramo se puede apreciar que el grupo de fusibles de los seccionamientos Sta Lucia, Matazo, Huancarane actúan adecuadamente ante cortos trifásicos. Los calibres de fusibles utilizados para la protección de este alimentador son 20, 10 y 5k. Existe un adecuado orden y margen de coordinación entre los fusibles del alimentador y el recloser propuesto.

SE PUQUINA O-271 Este alimentador sirve para interconectar la SE Puquina con la SE Omate; también por medio de una derivación suministra de energía eléctrica al sector denominado LA CAPILLA. A continuación se muestra la gráfica de selectividad con los ajustes propuestos para protección de sobrecorriente de fase, para el recloser NULEC asociado al alimentador O-271. Indicando la corriente de carga para la máxima demanda, la máxima corriente de cortocircuito trifásico y la mínima corriente de cortocircuito bifásico.


I = 16.123 pri.A

100

[s]

r o d a t n e m i l A a g r a C e d I

ADVC Polobaya1 Prop 65.000 p.u. 65.000 sec.A 65.000 pri.A IEC 255 Very Inverse 0.250

10

T N E L I S g I D

I =356.532 pri.A a m i n i M h P 2 a l l a F



4.525 s

1.634 s 1

0.867 s

ADVC Puquina Prop 65.000 p.u. 65.000 sec.A 65.000 pri.A IEC 255 Extremely Inverse 0.200

1.923 s


0.762 s

0.270 s ADVC Polobaya1 Prop 11.000 p.u. 715.000 sec.A 715.000 pri.A 0.000 s

0.1

Inrush Alimentador uk: 6.80 % Ipeak: 8.00/0.10 s 0.01 33.00 kV 1 22.90 kV

10

100

10 SOC033\Cub_4\SEL451 L3310 EE PUQ023\Cub_2\ADVC Puquina Prop

100

1000

10000

[pri.A]

1000 10000 POL033\Cub_4\ADVC Polobaya1 Prop Inrush Alimentador

100000 100000

Ilustración 10 Ajustes de fases Puquina O-271

De la gráfica anterior y de las fallas de cortocircuito trifásicas máximas se observa que: Ante fallas trifásicas francas frente al recloser, este despejará en 270ms lo cual se considera adecuado. Ante falla bifásica ubicada en el extremo más remoto del alimentador (referencia SED G-090); el tiempo de despeje del recloser NULEC es de 867ms.





El resumen de ajustes para el alimentador O-271 es el siguiente cuadro: Relé Modelo NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

Ubic. Código Puquina O 271

kV TC 22.9 2000/1

I> 65

curva IEC-EI

Medio Tramo

22.9

20k

Medio Tramo

22.9

--

t> 0.200

I>> --

t>> --

Tabla 12 resumen ajustes de fases Puquina O-271

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas trifásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED G-050.


T N E L I S g I D

0.6400

0.5120 16.620 0.580

0.3840

ADVC Puquina-Prop

65.000 p.u. 65.000 sec.A 65.000 pri.A 0.2560

0.120 0.262

GS010 20K GS050 10K

0.1280

0.0000 0.0000

3.3372

6.6744

10.012

13.349

[km]

16.686

Ilustración 11 Distancia vs Tiempo Puquina O-271






En este tramo se puede apreciar que el grupo de fusibles del seccionamiento GS050, GS010 actúan adecuadamente ante cortos trifásicos. Los calibres de fusibles utilizados para la protección de este alimentador son 20 y 10k. Existe un adecuado orden y margen de coordinación entre los fusibles del alimentador y el recloser NULEC.

SE OMATE O-371 Este alimentador suministra de energía a Quinistaquillas, Cuchumbaya, Carumas y Titire en la derivación hacia Titire se tiene un Recloser NULEC. A continuación se muestra la gráfica de selectividad con los ajustes propuestos para protección de sobrecorriente de fase, para el recloser asociado al alimentador O-371. Indicando la corriente de carga para la máxima demanda, la máxima corriente de cortocircuito trifásico y la mínima corriente de cortocircuito bifásico.


I = 10.750 pri.A

1000


[s]

100

T N E L I S g I D

I =118.529 pri.A a m i n i M h p 2 a l l a F

PTCC O-371 Prop IEC 255 Extremely Extremely Inverse 50.00 sec.A 50.00 p.u. 50.00 pri.A Tpset: Tpset: 0 .20 Tripping Time: 0.318 s

. r A i e r s p o 3 l c 6 e 9 . R 6 x 1 a 2 = M I H P 3 a l l a F

A 5 9 . 3 6 3 = x a m h p 3 a l l a F

ADVC Puquina Prop IEC 255 Extremely Extremely Inverse 65.00 sec.A 65.00 p.u. 65.00 pri.A Tpset: Tpset: 0.20 Tripping Time: 0.537 s

10 6.891 s 3.473 s

1

ADVC Titire Prop IEC 255 Extremely Extremely Inverse 30.00 sec.A 30.00 p.u. 30.00 pri.A Tpset: Tpset: 0 .12 Tripping Time: 9999.999 s

1.588 s 0.907 s 0.667 0.667 s

0.537 s 0.318 s 0.197 0.197 s

0.1

Inrush Alimentador uk: 10.00 % Ipeak: 8.00/0.10 s 0.01 22.90 kV 1

10 PUQ023\ Cub_2\ADVC Puquina Prop OMT023\ Cub_4\PTCC O- 371 Prop

100

1000 Inrush Alimentador Terminal(118)\Cub_2\ADVC Titir e Pr op

[pri.A]

10000

Ilustración 12 Ajustes de fases Omate O-371

De la gráfica anterior y de las fallas de cortocircuito trifásicas máximas se observa que: Ante fallas trifásicas francas frente al al recloser, este despejará despejará en 318ms 318ms lo cual se considera adecuado. Ante una falla Trifásica Trifásica franca frente al Recloser Recloser de Titire este este despeja la falla en 197ms. Ante una falla trifásica frente al recloser recloser de Titire, existe un adecuado adecuado margen de coordinación entre el recloser de cabecera y el de Titire. Ante falla bifásica ubicada en el extremo más remoto del alimentador (referencia SED SED I_550E); I_550E); el tiempo de de despeje despeje del recloser de Titire NULEC es de 667ms.









El resumen de ajustes para el alimentador O-371 es el siguiente cuadro: Relé Modelo NULEC-PTCC NULEC-PTCC NULEC-ADVC NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

Ubic. Código O-371 Titire

kV TC 22.9 2000/1 22.9 2000/1

I> 50 30

curva IEC-EI IEC-EI

Medio Tramo

22.9

20k

Medio Tramo

22.9

65k

t> 0.200 0.120

Tabla 13 resumen ajustes de fases Omate O-371

I>> ---

t>> ---


A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas trifásicas cada 100m en el tramo tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED I-200. T N E L I S g I

1.3000

D

IS150 Maniobra 65K

1.0400

IS100 Maniobra 65K 0.7800

0.5200

IS180 20K IS230 10K

ADVC O-371-Prop

0.2600

0.0000 0.0000

IS240 5K

50.000 p.u. 50.000 sec.A 50.000 pri.A

10.411

20.822

31.234

41.645

[km]

52.056

Ilustración 13 Distancia vs Tiempo Omate O-371

De la gráfica anterior anterior de la simulación de cortocircuitos trifásicos se observa que: 







En este tramo se puede apreciar que el grupo de fusibles de los seccionamientos IS100 Y IS150 están cumpliendo adecuadamente su función de ser elementos de maniobra. También se puede apreciar que el grupo de fusibles de protección de los seccionamientos IS180, IS230 Y IS240 actúan adecuadamente adecuadamente ante cortos trifásicos. Los calibres de fusibles utilizados para la protección de este alimentador son 20, 10 y 5k. Existe un adecuado orden y margen de coordinación entre los fusibles del alimentador y el recloser propuesto.

SE OMATE O-373 La salida O-373 permite interconectar la subestación Omate con la SE Ubinas. A continuación se muestra la gráfica de selectividad con los ajustes propuestos para protección de sobrecorriente de fase, para el recloser NULEC asociado al alimentador O-373. Indicando la corriente de carga para la máxima demanda, la máxima corriente de cortocircuito trifásico y la mínima corriente de cortocircuito bifásico.


I = 9.145 pri.A

100

[s] ADVC O-373 Prop 50.000 p.u. 50.000 sec.A 50.000 pri.A IEC 255 Extremely Inverse 10 0.200

T N E L I S g I D

I =363.859 pri.A

A . i r a m p i n 8 i 8 M 4 . 0 h 1 p 2 2 = l a I l a F

o d a t n e m i l A a g r a C e d I


1.697 s 0.967 0.967 s

1

ADVC Puquina Prop 65.000 p.u. 65.000 sec.A 65.000 pri.A IEC 255 Extremely Inverse 0.200

0.537 s 0.318 s

0.1


0.01 22.90 kV 1

10 PUQ023\ Cub_2\ADVC Puquina Prop OMT023\Cub_3\ADVC O-373 Prop

100

1000

[pri.A]

10000

Inrush Alimentador


De la gráfica anterior y de las fallas de cortocircuito trifásicas máximas se observa que: Ante fallas trifásicas trifásicas francas al recloser, este despejará despejará en 318ms 318ms lo cual se considera adecuado. Ante falla bifásica ubicada en el extremo más remoto del alimentador (referencia SE Ubinas); el tiempo de despeje del recloser NULEC es de 967ms.





El resumen de ajustes para el alimentador O-373, es el siguiente cuadro: Relé Modelo NULEC-ADVC

Ubic. Código kV TC Alim. O-373 22.9 2000/1

I> 50

curva IEC-EI

t> 0.200

I>> --

t>> --


A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas trifásicas cada 100m 100m en el tramo que comprende comprende de la barra de salida hasta la barra de llegada de la SE Ubinas.


T N E L I S g I

1.00

D

[-]

0.80

PTCC O-373-Prop 50.000 p.u. 50.000 sec.A 50.000 pri.A

0.60

34.882 0.656

0.40

0.20

0.00 0.0000

0.132 0.310

7.0080

14.016

21.024

28.032

[km]

35.040





Ante una falla trifásica ubicada a la salida del alimentador el recloser NULEC despeja la falla en 310ms. Ante una falla trifásica ubicada en el km 35 del alimentador el recloser NULEC despeja la falla en 656ms.

SE OMATE O-374 Este alimentador suministra energía al sector denominado Omate. A continuación se muestra la gráfica de selectividad con los ajustes propuestos para protección de sobrecorriente de fase, para el recloser NULEC asociado al alimentador O 374. Indicando la corriente de carga para la máxima demanda, la máxima corriente de cortocircuito trifásico y la mínima corriente de cortocircuito bifásico.


I = 2.665 pri.A

100

[s]

T N E L I S g I

I =363.943 pri.A

r o d a t n e m i l A x a m a g r a c I

A . a i r a m p i m i x n 4 i 9 a M 2 M . h 4 h p 9 p 2 2 3 a = a l I l l l a a F F

D

10 ADVC Puquina Pr op 65.000 p.u. 65.000 sec.A 65.000 pri.A IEC 255 Extremely Inverse 0.200

1

0.831 s 0.537 s

ADVC O-374 Pr op 50.000 p.u. 50.000 sec.A 50.000 pri.A IEC 255 Extremely Inverse 0.050

0.129 0.129 s 0.1

0.087 0.087 s

Capacidad AMT uk: 10.00 % Ipeak: 8.00/0.10 s 0.01 22.90 kV 1

10 PUQ023\Cub_2\ADVC Puquina Prop OMT023\Cub_2\ADVC O-374 Prop

100

1000

[pri.A]

10000

Capacidad AMT


De la gráfica anterior y de las fallas de cortocircuito trifásicas máximas se observa que: Ante fallas trifásicas francas al recloser, este despejara en 87ms lo cual se considera adecuado. Ante falla bifásica ubicada en el extremo más remoto del alimentador (referencia SED J-035E); el tiempo de despeje del recloser NULEC es de 129ms.





El resumen de ajustes para el alimentador O-374, es el siguiente cuadro: Relé Modelo NULEC-ADVC Fuse Protección

Ubic. Código kV TC Alim. O-374 22.9 2000/1 Medio Tramo 22.9

I> 50

curva IEC-EI

t> 0.050

I>> --

t>> --

20k


A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas trifásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED J-070.


T N E L I S g I D

0.10

0.08

0.06

ADVC O-374 Prop. C3 Extremely 0.25 sec.A 0.25 p.u. 50.00 pri.A Tpset: 0.05 Tripping Time: 0.081

Fuse JS040 20k

0.04

Fuse JS090 2k

0.02

-0.00 0.0000

OMT023

0.2640

0.5280

0.7920

Terminal(44)

1.0560

[km]

1.3200

Terminal(72)


De la gráfica anterior de la simulación de cortocircuitos trifásicos se observa que: En este tramo se puede apreciar que el grupo de fusibles de los seccionamientos JS090, JS040 actúan adecuadamente ante cortos trifásicos. Los calibres de estos fusibles utilizados para la protección de este alimentador son 20 y 2k. Existe un adecuado orden y margen de coordinación entre los fusibles del alimentador y el recloser NULEC.







SE UBINAS C-1 La salida C-1 suministra de energía a Chacchajen, Escacha, Sucre, Candagua, Matalaque. A continuación se muestra la gráfica de selectividad con los ajustes propuestos para protección de sobrecorriente de fase, para el recloser propuesto asociado al alimentador C-1. Indicando la corriente de carga para la máxima demanda, la máxima corriente de cortocircuito trifásico y la mínima corriente de cortocircuito bifásico.


1000

[s]

100

I = 2.286 pri.A

T N E L I S g I D

I =251.772 pri.A

r o d a t n e m i l A l e d a g r a C e d I

n a A . i i m r m i p h x 2 p a 5 2 m 9 . l a h 8 l p 9 a 3 1 F a = l l I a F

ADVC O-373 Prop 50.000 p.u. 50.000 sec.A 50.000 pri.A IEC 255 Extremely Inverse 0.200

10

1

ADVC R03 Ubinas Prop 10.000 p.u. 10.000 sec.A 10.000 pri.A IEC 255 Extremely Inverse 0.500

1.089 s 0.667 s

0.111 0.111 s 0.1

0.073 0.073 s

Inrush Alimentador uk: 10.00 % Ipeak: 8.00/0.10 s 0.01 22.90 kV 1

10 UBN023\Cub_2\ADVC R03 Ubinas Prop Inrush Alimentador

100

1000 OMT023\Cub_3\ADVC O-373 Prop

[pri.A]

10000

Ilustración 18 Ajustes de fases Ubinas C-1

De la gráfica anterior y de las fallas de cortocircuito trifásicas máximas se observa que: Ante fallas trifásicas francas al recloser, este despejara en 73ms lo cual se considera adecuado. Ante falla bifásica ubicada en el extremo más remoto del alimentador (referencia SED Matalaque); el tiempo de despeje del recloser R03 es de 111ms.





El resumen de ajustes para el alimentador C-1, es el siguiente cuadro: Relé Modelo NULEC-ADVC NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

Ubic. Código O-373 R03 UBINAS

kV TC 22.9 2000/1 22.9 2000/1

I> 50 10

curva IEC-EI IEC-EI

Medio Tramo

22.9

10k

Medio Tramo

22.9

20k

t> 0.20 0.50

I>> ---

t>> ---

Tabla 16 resumen ajustes de fases Ubinas C-1

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas trifásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED Matalaque.


T N E L I S g I D

0.20

Fuse LS020 - 20k 0.16

0.12 ADVC R03 Ubinas Prop. C3 Extremely 0.05 sec.A 0.05 p.u. 10.00 pri.A Tpset: 0. 50 Tripping Time: 0.071

0.08

4.655 0.071

Fuse LS100 - 10k 0.04

0.036 0.063

-0.00 -0.0000

0.9340

1.8680

2.8020

Terminal(133) UBN023

3.7360

[km]

4.6700

Terminal(141)

Ilustración 19 Distancia vs Tiempo Ubinas C-1

De la gráfica anterior de la simulación de cortocircuitos trifásicos se observa que: En este tramo se puede apreciar que el grupo de fusibles del seccionamiento LS020 está cumpliendo adecuadamente su función de ser elemento de maniobra. También se puede apreciar que el fusible de protección del seccionamientos LS100(10k) actúa adecuadamente ante cortos trifásicos. Los calibres de fusibles utilizados para la protección de este tramo son 10; también se puede utilizar fusibles de menor calibre que actuaran adecuadamente frente a fallas trifasicas. Existe un adecuado orden y margen de coordinación entre los fusibles del alimentador y el recloser NULEC.









SE UBINAS C-2 La salida C-2 suministra de energía a Chojata, Lloque, Yunga, Ichuña. A continuación se muestra la gráfica de selectividad con los ajustes propuestos para protección de sobrecorriente de fase, para el recloser propuesto asociado al alimentador C-2. Indicando la corriente de carga para la máxima demanda, la máxima corriente de cortocircuito trifásico y la mínima corriente de cortocircuito bifásico.


I = 6.085 pri.A

1000

[s]

100 ADVC R01 Ubinas Prop 16.000 p.u. 16.000 sec.A 16.000 pri.A IEC 255 Extremely In verse 0.800


A . i r a m p i n 9 i 8 0 . M 5 h 1 p 1 2 = l a I l a F

T N E L I S g I D

I =251.305 pri.A r A . a e i m s r i o p x l c 3 a e 5 M R 0 . h x 9 p a 0 3 2 m = l a h I l a p F 3 a l l a F

10 3.732 s

1.271 s 0.981 ss

1

0.669 s ADVC R02 Ubinas Prop 12.000 p.u. 12.000 sec.A 12.000 pri.A IEC 255 Extremely In verse 0.300

0.1

0.274 0.274 s

ADVC O-373 Prop 50.000 p.u. 50.000 sec.A 50.000 pri.A IEC 255 Extremely In verse 0.200

0.387 ss 0.270 s

0.089 0.089 s 0.065 0.065 s


0.01 22.90 kV 1

10 Terminal(78)\Cub_4\ADVC R02 Ubinas Prop Inrush Alimentador UBN023\Cub_3\R01 Ubinas-Prop

100

1000 UBN023\Cub_3\ADVC R01 Ubinas Prop OMT023\Cub_3\ADVC O-373 Prop Terminal(78)\Cub_4\R02 Ubinas-Prop

[pri.A]

10000

Ilustración 20 Ajustes de fases Ubinas C-2

De la gráfica anterior y de las fallas de cortocircuito trifásicas máximas se observa que: Ante fallas trifásicas francas al recloser R01, este despejará en 65ms lo cual se considera adecuado. Ante falla trifásica franca frente al recloser R02, este despejará en 89ms lo cual se considera adecuado. Ante falla bifásica ubicada en el extremo más remoto del alimentador (referencia SED Totorani); el tiempo de despeje del recloser R02 es de 274ms y el recloser de cabecera R01 lo hace en 1.271s; existiendo un adecuado margen de coordinacion.







El resumen de ajustes para el alimentador C-2, es el siguiente cuadro: Relé Modelo NULEC-ADVC NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

Ubic. Código R01 UBINAS R02 UBINAS

kV TC 22.9 2000/1 22.9 2000/1

I> 16 12

curva IEC-EI IEC-EI

Medio Tramo

22.9

10k

Medio Tramo

22.9

30k

t> 0.80 0.30

I>> ---

t>> ---

Tabla 17 resumen ajustes de fases Ubinas C-2

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas trifásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED Yunga 3.


T N E L I S g I

1.00

D

SC03 30K 0.80

0.60 ADVC

R01 Ubinas-Prop 16.000 p.u. 16.000 sec.A 16.000 pri.A

0.40

Yunga 1 10K ADVC

R02 Ubinas-Prop 12.000 p.u. 12.000 sec.A 12.000 pri.A

0.20

0.00 0.0000

7.6230

15.246

Yunga 2 8K

22.869

30.492

[km]

38.115

Ilustración 21 Distancia vs Tiempo Ubinas C-2








En este tramo se puede apreciar que el grupo de fusibles del seccionamiento SC03 está cumpliendo adecuadamente su función de ser elemento de maniobra. También se puede apreciar que el grupo de fusibles de protección de los seccionamientos Yunga 1, Yunga 2 actúan adecuadamente ante cortos trifásicos. Los calibres de fusibles utilizados para la protección de este tramo son 10, 8k. Existe un adecuado orden y margen de coordinación entre los fusibles del alimentador y el recloser NULEC.

6.3 Protección de Sobrecorriente de Tierra – 50N/51N SE SANTA ROSA – SER SANTA ROSA Se han simulado fallas a tierra frente al recloser, NULEC-ADVC con lo que se verifica que el tiempo de operación de despeje de fallas monofásicas francas es de 50ms el cual se considera adecuado. A continuación verificamos la determinación de las corrientes de arr anque, se deberá considerar para el censado de fallas a tierra de alta impedancia, falla en el extremo remoto (SED Quinsachata) con resistencia de 600 Ohms.


3*I0 = 13.864 pri.A

100

[s]

ADVC S Rosa 22.9kV Prop 10.000 p.u. 10.000 sec.A 10.000 pri.A 6.000 s

T N E L I S g I D

3*I0 =267.933 pri.A

a m i n i M h p 1 a l l a F



10

ADVC P olobaya1 Prop 20.000 p.u. 20.000 sec.A 20.000 pri.A IEC 255 Standard Inverse 0.180


2.040 s

1 0.719 s ADVC SRosa 22.9kV Pr op 12.000 p.u. 12.000 sec.A 12.000 pri.A IEC 255 Very Inverse 0.100

0.1


0.483 s 0.293 s

ADVC S Rosa 22.9kV Prop 8.000 p.u. 96.000 sec.A 96.000 pri.A 0.040 s

0.050 s ADVC P olobaya1 Prop 27.000 p.u. 540.000 sec.A 540.000 pri.A 0.040 s

ADVC S Rosa 33kV Prop 25.000 p.u. 375.000 sec.A 375.000 pri.A 0.040 s 0.01 33.00 kV 0.1 22.90 kV

10

1000

1 SOC033\Cub_4\SEL451 L3310 EE STR023\Cub_4\ADVC SRosa 22.9kV Prop

100

[pri.A]

100000

10000 POL033\Cub_4\ADVC Polobaya1 Prop STR033\Cub_4\ADVC SRosa 33kV Prop

Ilustración 22 Ajustes de tierra SER Santa Rosa

A continuación se presenta el resumen de ajustes para el SER Santa Rosa: Relé Modelo NULEC-ADVC

Código. AMT Sta. Rosa

Kv

TC

22.9 2000/1

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

12

IEC-VI

0.10

96

0.04

10

6

--

Tabla 18 resumen ajustes de tierra SER Santa Rosa

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED Quinsachata. T N E L I S g I D

0.6000

0.4800

Sta Lucia 20K

0.3600

Matazo 10K 0.2400

Huancarane 5K

ADVC SRosa Prop

8.000 p.u. 96.000 sec.A 96.000 pri.A 0.040 s

0.1200

0.0000 0.0000

16.538

33.076

49.614

66.152

[km]

82.690


De la gráfica anterior de la simulación de cortocircuitos monofásicos se observa que: 







Ante falla franca monofásica ubicada a 2km del alimentador el recloser de cabecera despeja la falla en 40ms. Todas las fallas monofásicas francas serán despejadas en la función 50N del recloser, en un tiempo de 40ms. En este caso por ser de pequeño calibre el fusible de Huancarane, podrá despejar fallas monofásicas. Pero se debe de tener en cuenta la corriente de carga nominal al dimensionar el calibre del fusible. Los fusibles de Matazo y santa Lucia presentan un tiempo de despeje de este tipo de fallas mayor al del recloser, debido a esto las fallas monofásicas serán despejadas principalmente por el recloser de cabecera.

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs. Tiempo, al simular fallas monofásicas con resistencia 600Ohm cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED Quinsachata. T N E L I S g I

4.0000

D

3.2000

ADVC SRosa

2.4000

81.125 2.009

Prop

12.000 p.u. 12.000 sec.A 12.000 pri.A

1.364 1.595

1.6000

0.8000

Huancarane 5K

0.0000 0.0000

16.538

STR023 x-Axis:

33.076

Terminal(12) Length Cub_2\Mina Minka

Cub_1\Huancarane Cub_4\PTCC SRosa Prop

49.614

Terminal(27) Cub_1\Matazo

66.152

[km]

82.690

Terminal(30) Terminal(28) Cub_1\Sta Lucia

Ilustración 24 Distancia vs Tiempo SER Santa Rosa (fallas con Rf)

De la gráfica anterior de la simulación de cortocircuitos monofásicos con 600Ohm se observa que:  



Las corrientes de este tipo de corto son pequeñas varían entre 21 y 23A Ante un corto monofásico con resistencia de contacto de 600 Ohm, ubicada en el km 1.364, el tiempo de despeje de la falla es de 1.59 s. Ante un corto monofásico con resistencia de contacto de 600 Ohm, ubicada en el km 81.125, el tiempo de despeje de la falla es de 2.09 s.


SE PUQUINA O-271 Se han simulado fallas a tierra frente al recloser, NULEC-ADVC con lo que se verifica que el tiempo de operación de despeje de fallas monofásicas francas es de 20ms el cual se considera adecuado. A continuación verificamos la determinación de las corrientes de arr anque, se deberá considerar para el censado de fallas a tierra de alta impedancia, falla en el extremo remoto (SED G-090) con resistencia de 600 Ohms. I = 14.568 pri.A

100

[s]



10 ADVC Polobaya1 Prop 20.000 p.u. 20.000 sec.A 20.000 pri.A IEC 255 Standard I nverse 0.180

T N E L I S g I D

3*I0 =382.880 pri.A


3.746 s


1 ADVC Puquina Prop 15.000 p.u. 15.000 sec.A 15.000 pri.A IEC 255 Standard I nverse 0.180

0.616 s 0.424 s


ADVC Puquina Prop 22.000 p.u. 330.000 sec.A 330.000 pri.A 0.010 s

0.1

ADVC Polobaya1 Prop 27.000 p.u. 540.000 sec.A 540.000 pri.A 0.040 s 0.01 33.00 kV 1 22.90 kV

10 10 SOC033\Cub_4\SEL451 L3310 EE POL033\Cub_4\ADVC Polobaya1 Prop

0.020 s

100 100

1000

[pri.A]

1000 SOC033\Cub_3\MAS211 SCB033 PUQ023\Cub_2\ADVC Puquina Prop

10000 10000

Ilustración 25 Ajustes de tierra Puquina O-271

A continuación se presenta el resumen de ajustes para el O-271: Relé Modelo

Código. Kv TC Io> Curva to> Io>> to>> AMT Puquina NULEC-ADVC 22.9 2000/1 15 IEC-SI 0.18 330 0.010 O 271 Tabla 19 resumen ajustes de tierra Puquina O-271

I SEF

tSEF

Dir

--

--

--

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED G-050.


T N E L I S g I

0.1400

D

0.1120 GS010 20K

0.0840

0.837 0.020 ADVC Puquina

0.0560

14.000 p.u. 14.000 sec.A 14.000 pri.A

ADVC Puquina Prop

Prop

22.000 p.u. 308.000 sec.A 308.000 pri.A 0.010 s

GS050 10K

0.0280

0.0000 0.0000

3.3372

6.6744

10.012

13.349

[km]

16.686

Ilustración 26 Distancia vs Tiempo Puquina O-271 (fallas sin Rf)

De la gráfica anterior producto de la simulación de cortocircuitos monofásico se observa que: :









_

_

_

Ante falla franca monofásica ubicada a 0.83km del alimentador el recloser de cabecera despeja la falla en 20ms. La mayoría de las fallas monofásicas francas serán despejadas en la función 50N del recloser, en un tiempo de 20ms. En este caso por ser de pequeño calibre el fusible de GS050, podrá despejar fallas monofásicas. Pero se debe de tener en cuenta la corriente de carga nominal al dimensionar el calibre del fusible. Los fusibles de GS010 presentan un tiempo de despeje para este tipo de fallas mayor al del recloser, debido a esto las fallas monofásicas serán despejadas principalmente por el relé de cabecera.

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas con resistencia 600Ohm cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED GS050. T N E L I S g I D

11.751

9.4010

GS050 10K

7.0508

ADVC Puquina

0.075 3.612

14.000 p.u. 14.000 sec.A 14.000 pri.A

4.7005

16.667 3.861

Prop

2.3503

0.0000 0.0000

3.3372

6.6744

10.012

13.349

[km]

16.686


De la gráfica anterior de la simulación de cortocircuitos monofásicos con 600Ohm se observa que: Las corrientes de este tipo de corto son pequeñas varían entre 21 y 22A Ante un corto monofásico con resistencia de contacto de 600 Ohm, ubicada en el km 0.075, el tiempo de despeje de la falla es de 3.61 s. Ante un corto monofásico con resistencia de contacto de 600 Ohm, ubicada en el km 16.6, el tiempo de despeje de la falla es de 3.86 s. Los fusibles del seccionamiento GS050 despejan la falla después que el recloser, no se adecuan mucho para estas fallas con impedancia de contacto.

 





SE OMATE O-371 Se han simulado fallas a tierra frente al recloser, NULEC-ADVC con lo que se verifica que el tiempo de operación de despeje de fallas monofásicas francas es de 291ms el cual se considera adecuado. A continuación verificamos la determinación de las corrientes de arr anque, se deberá considerar para el censado de fallas a tierra de alta impedancia, falla en el extremo remoto (SED I_550E) con resistencia de 600 Ohms. 3*I0 = 19.850 pri.A

100

[s]

10

r e s o l c e


PTCC O-371 Prop 13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A IEC 255 Standard Inverse 0.100

T N E L I S g I D

3*I0 =144.952 3*I0pri.A =285.887 pri.A

R . x a M h p 1 a l l a F

a m i x a

M h p 1 a l l a F

ADVC Puquina Prop 15.000 p.u. 15.000 sec.A 15.000 pri.A IEC 255 Standard Inverse 0.180

4.495 s ADVC Titire Prop 12.000 p.u. 12.000 sec.A 12.000 pri.A IEC 255 Standard Inverse 0.020

1.657 s

1 0.553 s 0.425 s 0.293 s

0.287 s

0.230 s ADVC Puquina Prop 22.000 p.u. 330.000 sec.A 330.000 pri.A 0.010 s

0.1 0.065 s 0.053 0.053 s

0.01 22.90 kV 1

10 PUQ023\Cub_2\ADVC Puquina Prop OMT023\Cub_4\PTCC O-371 Prop

100

1000 Terminal(118)\Cub_2\ADVC Titire Prop

Ilustración 28 Ajustes de tierra Omate O-371

A continuación se presenta el resumen de ajustes para el O-371:

[pri.A]

10000


Relé Modelo

Código.

NULEC-PTCC

AMT O-371

NULEC-ADVC

Titire

Kv

TC

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

22.9 2000/1

13

IEC-SI

0.10

--

--

--

--

--

22.9 2000/1

12

IEC-SI

0.02

--

--

--

--

--

Tabla 20 resumen ajustes de tierra Omate O-371

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas cada 100m en el que comprende de la barra de salida hasta la SED I-200. T N E L I S g I D

0.7000

IS180 20K

0.5600

ADVC O-371

Prop

13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A

0.4200

0.303 0.230 0.2800

IS230 10K 0.1400 IS240 5K

0.0000 0.0000

10.411

20.822

31.234

41.645

[km]

52.056

Ilustración 29 Distancia vs Tiempo Omate O-371 (fallas sin Rf)






Ante falla franca monofásica ubicada a 0.23km del alimentador el recloser de cabecera despeja la falla en 230ms. El seccionamiento IS180 ya no coordina con el relé de cabecera para este tipo de fallas. Los fusibles IS230, IS240 si presentan un adecuado orden de coordinación con el relé de cabecera.

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas con resistencia 600Ohm cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED I-200.


T N E L I S g I

2.0000

D

1.6000 51.906 1.702 1.2000

0.117 1.502 ADVC O-371

13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A

0.8000

IS240 5K

Prop

0.4000

0.0000 0.0000

10.411

20.822

31.234

41.645

[km]

52.056

Ilustración 30 Distancia vs Tiempo Omate O-371 (fallas con Rf)






Las corrientes de este tipo de corto son pequeñas varían entre 19 y 21A En este tramo solo el seccionamiento IS240 es capaz de despejar antes que el recloser de cabecera este tipo de fallas Ante un corto monofásico con resistencia de contacto de 600Ohm, ubicada en el km 0.11, el tiempo de despeje de la falla es de 1.50 s. Los fusibles de los seccionamientos IS230, IS180 despejan la falla después que el recloser, no se adecuan mucho para estas fallas con impedancia de contacto.

SE OMATE O-373 Este alimentador sirve para interconectar la SE Omate con la SE Ubinas. Se han simulado fallas a tierra frente al recloser, NULEC-ADVC con lo que se verifica que el tiempo de operación de despeje de fallas monofásicas francas es de 20ms el cual se considera adecuado. A continuación verificamos la determinación de las corrientes de arr anque, se deberá considerar para el censado de fallas a tierra de alta impedancia, falla en el extremo remoto (Barra de llegada SE Ubinas) con resistencia de 600 Ohms.


3*I0 = 24.107 pri.A

100

[s]

a m i x a M h p 1

m h O 0 0 6



10

T N E L I S g I

3*I0 =314.300 pri.A

D

a l l a F

2.653 s 1.812 1.812 s

1


ADVC O-373 Prop 13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A IEC 255 Standard Inverse 0.160

0.1

ADVC O-373 Prop 17.000 p.u. 221.000 sec.A 221.000 pri.A 0.010 s 0.020 s

0.01 22.90 kV 1

10 PUQ023\Cub_2\ADVC Puquina Prop

100


[pri.A]

10000



Código.

NULEC-ADVC

AMT O373

Kv

TC

22.9 2000/1

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

13

IEC-SI

0.16

221

0.01

--

--

--

Tabla 21 resumen ajustes de tierra Omate O-373

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la Barra de llegada SE Ubinas. T N E L I S g I

1.00

D

[-]

0.80

34.922 0.440 0.60

PTCC O-373 Prop 13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A

0.40 PTCC O-373 Prop 17.000 p.u. 221.000 sec.A 221.000 pri.A 0.010 s 0.20

0.079 0.020

0.00 0.0000

7.0080

14.016

21.024

28.032

Ilustración 32 Distancia vs Tiempo Omate O-373 (fallas sin Rf)

[km]

35.040







Ante falla franca monofásica ubicada a frente al recloser de cabecera; este despeja la falla en 20ms. Ante una falla ubicada en la barra de llegada de la SE Ubinas, el recloser despeja la falla en 440ms Las fallas monofásicas francas son despejadas por las funciones 50N y 51N del recloser NULEC.

A continuación se muestra la gráfica distancia V.S. tiempo, al simular fallas monofásicas con resistencia 600Ohm cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la Barra de llegada de la SE Ubinas. T N E L I S g I D

5.00

[-]

4.00

PTCC O-373 Prop 13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A

34.924 2.282

3.00 0.111 2.144

2.00

1.00

0.00 0.0000

7.0080

14.016

21.024

28.032

[km]

35.040

Ilustración 33 Distancia vs Tiempo Omate O-373 (fallas con Rf) i

_




Las corrientes de este tipo de corto son pequeñas varían entre 19 y 21A Una falla monofásica con impedancia de contacto de 600 Ohm, frente al recloser es despejada en 2.14 s. Una falla monofásica con impedancia de contacto de 600 Ohm, ubicada en la barra de llegad de la SE Ubinas es despejada en 2.28 s.

SE OMATE O-374 Este alimentador sirve para Suministrar energía al sector denominado OMATE. Se han simulado fallas a tierra frente al recloser, NULEC-ADVC con lo que se verifica que el tiempo de operación de despeje de fallas monofásicas francas es de 54ms el cual se considera adecuado.


A continuación verificamos la determinación de las corrientes de arr anque, se deberá considerar para el censado de fallas a tierra de alta impedancia, falla en el extremo remoto (SE J-035E) con resistencia de 600 Ohms. 3*I0 = 21.453 pri.A

100


[s]

T N E L I S g I

3*I0 =281.150 pri.A a m i x a M h p 1 a l l a F

D


10

3.519 s

1 ADVC O-374 Prop 13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A IEC 255 Standard Inverse 0.020


0.288 s

0.1 0.054 0.054 s

0.01 22.90 kV 1


100

1000 PUQ023\Cub_2\ADVC Puquina Prop

[pri.A]

10000



Código.

Kv

NULEC-ADVC

AMT O 374

TC

22.9 2000/1

Io>

Curva

to>

Io>>

13

IEC-SI

0.02

--

to>> I SEF tSEF Dir --

--

--

--

Tabla 22 resumen ajustes de tierra O-374

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED J-070.


T N E L I S g I

0.2000

D

JS040 20K

0.1600

0.1200

ADVC O-374

Prop

13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A

0.0800

1.316 0.055

0.003 0.054

0.0400

-0.0000 0.0000

JS090 2K

0.2640

0.5280

0.7920

1.0560

[km]

1.3200

Ilustración 35 Distancia vs Tiempo Omate O-374 (fallas sin Rf) i

i :

_

i

_

_

De la gráfica anterior producto de la simulación de cortocircuitos monofásico se observa que: 







Ante falla franca monofásica ubicada a frente al recloser de cabecera; este despeja la falla en 54ms. El seccionamiento JS040s ya no despejan este tipo de fallas de manera eficiente (no coordina con el relé de cabecera) El seccionamiento JS090 mantiene un adecuado orden de coordinación con el relé de cabecera. Las fallas monofásicas francas son despejadas por la función 51N del recloser NULEC.

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas con resistencia 600Ohm cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED J-070. T N E L I S g I D

0.5000

0.4000 1.318 0.287 0.003 0.285 0.3000

ADVC O-374

Prop

13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A

0.2000

JS090 2K 0.1000

0.0000 0.0000

0.2640

0.5280

0.7920

1.0560

[km]

1.3200





Las corrientes de este tipo de corto son pequeñas varían entre 19y 21A Una falla monofásica con impedancia de contacto de 600 Ohm, frente al recloser es despejada en 285ms. Una falla monofásica con impedancia de contacto de 600 Ohm, ubicada en la SED J-070 es despejada en 288ms.

SE UBINAS C-1 La salida C-1 suministra de energía a Chacchajen, Escacha, Sucre, Candagua, Matalaque. Se han simulado fallas a tierra frente al recloser, NULEC-ADVC con lo que se verifica que el tiempo de operación de despeje de fallas monofásicas francas es de 246ms el cual se consideran adecuados. A continuación verificamos la determinación de las corrientes de arr anque, se deberá considerar para el censado de fallas a tierra de alta impedancia, falla en el extremo remoto (SE Candagua) con resistencia de 600 Ohms. 100

[s]

3*I0 = 20.360 pri.A

T N E L I S g I D

3*I0 =162.216 pri.A x a m h p 1 a l l a F

n i m h p 1 a l l a F

10

ADVC O-373 Prop 13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A IEC 255 Standard Inverse 0.160 2.495 s

1.195 1.195 s 1

0.443 s

ADVC O-373 Prop 17.000 p.u. 221.000 sec.A 221.000 pri.A 0.010 s

0.246 0.246 s

0.1

ADVC R03 Ubinas Prop 12.000 p.u. 12.000 sec.A 12.000 pri.A IEC 255 Standard Inverse 0.090

0.01 22.90 kV 10

100 UBN023\Cub_2\ADVC R03 Ubinas Prop


[pri.A]

Ilustración 37 Ajustes de tierra Ubinas C-1

A continuación se presenta el resumen de ajustes para el Ubinas C-2:

10000


Relé Modelo NULEC-ADVC

Código.

Kv

TC

R03 UBINAS 22.9 2000/1

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

12

IEC-SI

0.09

--

--

--

--

--

Tabla 23 resumen ajustes de tierra Ubinas C-2

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED Candagua. T N E L I S g I D

0.50

0.40 Fuse LS020 - 20k

0.30

0.20 Fuse LS100 - 10k

ADVC R03 Ubinas Prop 12.000 p.u. 12.000 sec.A 12.000 pri.A

0.360 0.246

0.10

0.00 -0.0000

0.9340

1.8680

2.8020

3.7360


[km]

4.6700

Terminal(141)

Ilustración 38 Distancia vs Tiempo Ubinas C-1 (fallas sin Rf)

De la gráfica anterior de la simulación de cortocircuitos monofásicos se observa que: Entre los recloser REC01 y REC02 existe un adecuado orden de coordinación. Los seccionamientos Yunga 1 y Yunga 2 ya no despejan este tipo de fallas de manera coordinada con los recloser del sistema. Las fallas monofásicas francas son despejadas por la función 51N de los recloser NULEC.







A continuación se muestra la gráfica distancia V.S. tiempo, al simular fallas monofásicas con resistencia 600Ohm cada 100m en el que comprende de la barra de salida hasta la SED Candagua.


T N E L I S g I D

2.00


1.60

4.647 1.195

1.20

0.185 1.181 0.80

0.40

0.00 -0.0000

0.9340

1.8680

2.8020

3.7360


[km]

4.6700

Terminal(141)

Ilustración 39 Distancia vs Tiempo Ubinas C-2 (fallas con Rf)




Las corrientes de este tipo de corto son pequeñas varían entre 19y 21A Una falla monofásica con impedancia de contacto de 600 Ohm, frente al recloser REC01 es despejada en 1.176s. Una falla monofásica con impedancia de contacto de 600 Ohm, ubicada en la SED Tassa1 es despejada en 289ms por el recloser REC02 en 0.289ms y por el recloser REC01 en 1.385s, con lo cual se tiene un adecuado margen de coordinación.

SE UBINAS C-2 Este alimentador sirve para Suministrar energía al SER Chojata, Lloque, Yunga, Ichuñas. Se han simulado fallas a tierra frente al recloser, NULEC ADVC y también frente al Recloser Rec02 con lo que se verifica que el tiempo de operación de despeje de fallas monofásicas francas es de 245ms y 60ms los cuales se consideran adecuados. A continuación verificamos la determinación de las corrientes de arr anque, se deberá considerar para el censado de fallas a tierra de alta impedancia, falla en el extremo remoto (SE Totorani) con resistencia de 600 Ohms.


3*I0 = 18.272 pri.A

100

r A . e i r s a o i m p l c x 2 e a 2 0 . R M 4 a h 3 m p 1 i 1 = x a 0 a l l I * m a 3 l a F l a F

m h O 0 0 6 a m i n i M h p 1

[s]

a l l a F

ADVC O-373 Prop 13.000 p.u. 13.000 sec.A 13.000 pri.A IEC 255 Standard Inverse 0.160

10

T N E L I S g I D

3*I0 =163.262 pri.A

6.384 s

3.289 s

1

1.502 s


0.284 s

0.1

0.01 22.90 kV 1

ADVC Puquina Prop 22.000 p.u. 330.000 sec.A 330.000 pri.A 0.010 s

0.573 s s 0.525 0.479 s s 0.442


0.265 s s 0.245

ADVC O-373 Prop 17.000 p.u. 221.000 sec.A 221.000 pri.A 0.010 s

0.065 0.065 s s 0.061 ADVC O-373 Prop 17.000 p.u. 221.000 sec.A 221.000 pri.A 0.010 s

10 UBN023\Cub_3\ADVC R01 Ubinas Prop OMT023\Cub_3\ADVC O-373 Prop

100

1000 PUQ023\Cub_2\ADVC Puquina Prop Terminal(78)\Cub_4\ADVC R02 Ubinas Prop

[pri.A]

10000

Ilustración 40 Ajustes de tierra Ubinas C-2

A continuación se presenta el resumen de ajustes para el Ubinas C-2: Relé Modelo

Código.

Kv

TC

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

NULEC-ADVC

R01 UBINAS 22.9 2000/1

12

IEC-SI

0.09

--

--

--

--

--

NULEC-ADVC

R02 UBINAS 22.9 2000/1

11

IEC-SI

0.02

--

--

--

--

--

Tabla 24 resumen ajustes de tierra Ubinas C-2

A continuación se muestra la gráfica Distancia vs Tiempo, al simular fallas monofásicas cada 100m en el tramo que comprende de la barra de salida hasta la SED Tassa1. T N E L I S g I D

0.6000

0.4800

ADVC

R01 Ubinas Prop 12.000 p.u. 12.000 sec.A 12.000 pri.A

0.3600 0.176 0.245

Yunga 1 10K

0.2400

ADVC

0.1200

0.0000 0.0000

R02 Ubinas Prop 11.000 p.u. 11.000 sec.A 11.000 pri.A

13.685 0.065

7.6230

15.246

22.869

Yunga 2 8K

30.492

[km]

38.115







Entre los recloser REC01 y REC02 existe un adecuado orden de coordinación. Los seccionamientos Yunga 1 y Yunga 2 ya no despejan este tipo de fallas de manera coordinada con los recloser del sistema. Las fallas monofásicas francas son despejadas por la función 51N de los recloser NULEC.

A continuación se muestra la gráfica distancia V.S. tiempo, al simular fallas monofásicas con resistencia 600Ohm cada 100m en el que comprende de la barra de salida hasta la SED Tassa1. T N E L I S g I

2.0000

D

38.018 1.385 1.6000


0.039 1.176 1.2000

0.8000 ADVC R02 Ubinas Prop

11.000 p.u. 11.000 sec.A 11.000 pri.A

13.650 0.263

38.073 0.289

0.4000

0.0000 0.0000

7.6230

15.246

22.869

30.492

[km]

38.115

Ilustración 42 Distancia vs Tiempo Ubinas C-2 (fallas con Rf)




Las corrientes de este tipo de corto son pequeñas varían entre 19y 21A Una falla monofásica con impedancia de contacto de 600 Ohm, frente al recloser REC01 es despejada en 1.176s. Una falla monofásica con impedancia de contacto de 600 Ohm, ubicada en la SED Tassa1 es despejada en 289ms por el recloser REC02 en 0.289ms y por el recloser REC01 en 1.385s, con lo cual se tiene un adecuado margen de coordinación.


6.4 Protección de Sobrecorriente de Secuencia Negativa Se ha simulado eventos de conductor roto sin y con contacto a tierra por el extremo carga los cuales son mostrados a continuación:

Ilustración 43 conductor roto con y sin contacto a tierra

El análisis considera tres etapas de 100ms cada una, la primera es la operación en estado normal, la segunda etapa es un evento de conductor abierto sin contacto a tierra y la última etapa considera cuando el conductor roto cae a tierra por el extremo carga. 1.650

1.20

1.420

0.90

1.190

-0.068 s 1.011 p.u.

0.142 s 1.006 p.u.

0.730

0.500 -0.100

-0.040 0.020 0.080 0.140 BarraMT: Line-Ground Voltage, Magnitude A in p.u. BarraMT: Line-Ground Voltage, Magnitude B in p.u. BarraMT: Line-Ground Voltage, Magnitude C in p.u.

0.032 s 0.801 p.u.

[s]

0.200

-0.068 s 0.923 p.u.

0.122 s 0.000 p.u.

-0.30 -0.100

-0.040 0.020 0.080 0.140 [s] LadoCarga: Line-Ground Voltage, Magnitude A in p.u. LadoCarga: Line-Ground Voltage, Magnitude B in p.u. LadoCarga: Line-Ground Voltage, Magnitude C in p.u.

0.200

-0.075 s 0.172 p.u.

0.15

0.10

0.05

0.072 s 0.003 p.u.

0.00

-0.25 -0.100

0.30

0.20

0.122 s 0.817 p.u.

0.50

0.25

0.022 s 0.514 p.u.

0.00

1.00

0.75

0.052 s 1.018 p.u. 0.132 s 1.009 p.u.

0.60

0.052 s 1.027 p.u.

0.960

-0.075 s 0.998 p.u.

0.00

-0.040 0.020 0.080 0.140 [s] AMT: Phase Current, Magnitude A/Terminal i in p. u. AMT: Phase Current, Magnitude B/Terminal i in p. u. AMT: Phase Current, Magnitude C/Terminal i in p .u.

0.200

-0.05 -0.100

0.032 s 0.086 p.u.

0.022 s 0.000 p.u.

0.132 s 0.095 p.u.

0.132 s 0.076 p.u. 0.132 s 0.019 p.u.

-0.040 0.020 0.080 0.140 [s] 0.200 AMT: Zero-Sequence Cur rent, Magnitude/Terminal i i n p.u. AMT: Positive-Sequence Cur rent, Magnitude/Terminal i in p.u. AMT: Negative-Sequence Current, Magnitude/Terminal i in p.u.


La simulación muestra que la variable que mejor describe este defecto es la de secuencia negativa. Cabe mencionar que al existir equipos de maniobra asimétricas (Cut outs) podrían producir operación indebida por secuencia negativa. Así mismo, al existir cargas bifásicas y monofásicas en el sistema en estudio existe riesgo de actuación indebida. Por otro lado la función de secuencia negativa (46) disponible en el recloser NULEC es solo por umbral, sin embargo la función de conductor roto mejor adaptada a este fenómeno es de relación I2/I1 que no está disponible en los equipos existentes. Bajo este análisis el ECP considera la no activación de esta función, sin embargo si la supervisión asume los riesgos asociados, el ajuste se deduce de la siguiente manera: Asumiendo un sistema balanceado

Tabla 25 corrientes antes de perder una fase

Al perder una fase los valores de las componentes I1 y I2 serán:

Tabla 26 corrientes después de perder una fase

Ajuste por umbral I2 = 0.33*Imax.dem*fs Ajuste relación I2/I1 = 0.50*fs Dónde: Fs Imax.dem

= Factor de seguridad = 0.8 = Corriente de carga que circula por el recloser


6.5 Protección con seccionalizador automático La mayoría de fallas que se presentan en un sistema eléctrico con líneas aéreas, son de carácter transitorio (aproximadamente 80%); los fusibles no discriminan si se tratan de fallas temporales o fallas permanentes y cuando la intensidad del cortocircuito supera su curva de fusión, interrumpen el servicio de manera permanente. Para superar este inconveniente de las fallas transitorias se planteó el uso de seccionalizadores automáticos de marca INAEL modelos SPIN y SEIN. Estos seccionalizadores cuentan con la función de medición de corriente (umbral de corriente) y numero de cuentas programadas con estas dos funciones se configura la apertura de manera permanente el circuito que se está protegiendo. Se debe tener presente que estos equipos no son capaces de despejar una falla con presencia de corriente, es por esta característica que estos equipos tienen que trabajar con un recloser o un interruptor que cuente con la función de recierre. Los seccionalizadores aperturan el circuito en el tiempo muerto del recloser o interruptor. A continuación se muestra un ejemplo del funcionamiento de estos equipos.

Ilustración 45 ejemplo uso de seccionalizador automático

En la figura se muestra un sistema radial. En el área protegida por el seccionalizador 2 programado con dos cuentas se presenta una falla permanente y una transitoria; a continuación se muestra la respuesta del equipo ante cada situación.


Ilustración 46 respuesta de seccionalizador automático

En la primera situación se presentó una falla transitoria y al despejarse esta, el servicio se normalizo sin dejar de atender la demanda del circuito protegido. En el caso de falla permanente una vez superada las dos cuentas del seccionalizador, este apertura el circuito protegido en el tiempo muerto del recloser reponiendo el servicio; pero dejando de atender la demanda del circuito protegido. Lo importante es que se pudo discriminar una falla transitoria de una permanente. Los parámetros que se deben tener en cuenta para configurar los seccionalizadores son los siguientes. -

Corriente umbral para iniciar una cuenta Numero de cuentas. El número de cuentas debe ser menor que el del recloser con el cual se está coordinando. El tiempo muerto del recloser debe estar entre 0.5 y 30segundos El tiempo de reset de las cuentas es de 30 segundos. Para que aperture el seccionalizador, la corriente que fluye a través de él; debe ser menor a 300mA durante un tiempo mayor a 150ms.


 

La primera es que se supere la corriente umbral configurada. la segunda condición es que la corriente en el seccionalizador debe ser menor a 300mA durante un tiempo mayor a 150ms (Tiempo muerto del recloser).

Par este sistema eléctrico rural la corriente de falla mínima bordea los 30A. Que corresponde a simular una falla monofásica con una impedancia de contacto de 600 Ohm localizada en el extremo remoto. Por lo cual se determina el siguiente ajuste que deben tener los seccionalizadores.

Corriente Umbral= 25 A Tiempo muerto de recloser = 2 segundos Número de Cuentas: determinados por equipos en serie Se pueden presentar casos excepcionales donde la corriente de falla sea menor a 25 A. En estos casos el recloser ubicado aguas arriba despeja la falla, pero el seccionalizador no registra la cuenta por estar debajo de su umbral configurado. Pero estos son casos excepcionales y la configuración propuesta es para poder proteger al sistema eléctrico contra la mayoría de cortos circuitos que se puedan presentar. La ubicación de los seccionalizadores se puede apreciar en el anexo 2 “diagramas unifilares”

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES (a) Se ha cumplido con efectuar los estudios necesarios para revisar la coordinación del sistema de protección para garantizar la selectividad de los mismos en salvaguarda de la calidad y seguridad del sistema. (b) El Estudio incluye el análisis para la protección mediante fusibles de transformadores de distribución mostrando las características de corriente nominal, corriente inrush, corriente de carga fría y curva daño térmico para Transformadores de Distribución en 22.9kV, 3 hilos, 2 hilos y MRT. (c) En el Estudio se asumió que el lado de alta tensión de las sub estaciones de distribución presentan un conexionado con neutro aislado. Debido a esto las subestaciones de distribución no aportan corriente a las fallas monofásicas. (d) En la línea que interconecta la SE Puquina con la SE Omate se recomienda que no se coloque fusibles de protección, porque al perder una fase por desbalance de corrientes podría aperturarse el sistema eléctrico POU por activación de la protección de fallas a tierra del relé de Puquina. Este tipo de situación se explica en el Anexo 8.


(e) Para la determinación de las corrientes de arranque de las unidades de sobrecorriente de tierra se han simulado fallas en el extremo remoto con resistencia de falla de 600 Ohms. (f) Del análisis de la activación de la función de secuencia negativa, se concluye que al existir equipos de maniobra asimétricas (Cut Outs) podrían producir operación indebida por secuencia negativa por lo que no se ha considerado su activación solo como alarma. (g) Los ajustes propuestos, garantizan la selectividad de las protecciones, por lo que se recomienda su implementación. El esquema de protecciones que se plantea (ajustes, criterios, etc.) debe implementarse en forma integral, es decir, en todos las equipos de protección donde se recomienda cambio de ajustes, solo de esta manera se garantiza una buena coordinación.

8. ANEXOS ANEXO 1: B ASE DE DATOS ANEXO 2: DIAGRAMAS UNIFILARES ANEXO 3: ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA ANEXO 4: ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO ANEXO 5: PLANILLA DE AJUSTES DE RELES INVOLUCRADOS ANEXO 6: FUSIBLES PARA TRANSFORMADORES ANEXO 7: CRITERIOS DE PROTECCION EN MEDIA TENSION ANEXO 8: EVALUACION DE EVENTOS DE FASE ABIERTA


Anexo 1 Base de Datos

Conductores Name

I Nominal

Resistencia

RMG

Inductancia Interna

Diametro

Radio

kA

Ohm/km

mm

mH/km

mm

mm

Al016mm²

0.1

2.09

1.851

0.0640

5.1

2.55

Al025mm²

0.125

1.31

2.360

0.0640

6.5

3.25

Al035mm²

0.16

0.952

2.759

0.0640

7.6

3.8

Al050mm²

0.195

0.663

3.303

0.0640

9.1

4.55

Al070mm²

0.235

0.484

4.090

0.0556

10.8

5.4

Al120mm²

0.34

0.275

5.400

0.0561

14.3

7.15

Al150mm²

0.395

0.227

6.241

0.0471

15.8

7.9

Cu010mm²

0.106

1.87

1.452

0.0640

4

2

Cu016mm²

0.141

1.17

1.851

0.0640

5.1

2.55

Cu025mm²

0.188

0.741

2.323

0.0640

6.4

3.2

Cu035mm²

0.229

0.524

2.723

0.0640

7.5

3.75

Cu050mm²

0.277

0.395

3.373

0.0554

8.9

4.45

Cu070mm²

0.348

0.273

4.048

0.0554

10.68

5.34

Cu095mm²

0.425

0.197

4.738

0.0554

12.5

6.25

Cu120mm²

0.495

0.156

5.344

0.0554

14.1

7.05

Armados 22.9 kV N° DE FASES

X1

X2

X3

Y1

Y2

Y3

Tipo MRT 22.9kV

1

-1.2

0

0

10

0

0

Tipo Bifasico 22.9kV

2

0

0.8

0

10.5

10

0

Tipo Trifasico 22.9kV

3

-1.2

0

1.2

10

10.5

10

NOMBRE

Reporte de Fallas Falla Trifásica Name

Ikss/kA

Skss/MVA ip/kA

Ib/kA

Sb/MVA

Ik/kA

Ith/kA

R/Ohm

X/Ohm

OMT023

0.364

14.436

0.719

0.364

14.436

0.364

0.366

12.133

38.074

POL033

1.573

89.891

2.678

1.573

89.891

1.573

1.577

6.486

11.641

PUQ023

0.514

20.379

1.127

0.514

20.379

0.514

0.517

5.660

27.735

SOC033

17.365

992.563

39.142

17.365

992.563

17.365

17.504

0.212

1.188

STR023

0.377

14.953

0.900

0.377

14.953

0.377

0.381

4.904

38.263

UBN023

0.252

9.986

0.466

0.252

9.986

0.252

0.253

21.788

53.497

Falla Monófasica Name

Ikss/kA

Skss/MVA ip/kA

R0/Ohm X0/Ohm R1/Ohm X1/Ohm R2/Ohm X2/Ohm U/kV

OMT023

0.282

3.730

0.557

13.737

60.648

14.370

36.411

14.376

36.426

0.000 15.071

POL033

0.817

15.575

1.392

11.529

43.503

6.613

11.249

6.621

11.282

0.000 26.175

PUQ023

0.548

7.244

1.201

0.272

17.757

6.854

26.866

6.858

26.882

0.000 13.298

SOC033

11.371

216.653

25.631

1.164

2.517

0.215

1.186

0.221

1.221

0.000 21.835

STR023

0.387

5.114

0.916

0.039

29.506

5.734

38.242

5.738

38.259

0.000 13.764

UBN023

0.163

2.158

0.302

34.012

123.617

24.769

50.988

24.775

51.003

0.000 16.209

Name

Sk

Ik

R/X

Z2/Z1

Xo/X1

Ro/Xo

OMT023

14.436

0.364

0.319

1.000

1.640

0.180

POL033

89.891

1.573

0.557

1.003

3.737

0.265

PUQ033

50.844

0.889

0.576

1.001

3.812

0.259

SOC033

992.563

17.365

0.178

1.029

2.117

0.462

STR033

58.408

1.022

0.572

1.002

3.798

0.260

UBN023

9.986

0.252

0.407

1.000

2.401

0.218

Equivalentes Thevening

U/kV


Anexo 2 Diagramas Unifilares


Anexo 3 Análisis de Flujo de Carga


Anexo 4 Análisis de Corto Circuito


Anexo 5 Planilla de Ajustes de Relés Involucrados

AJUSTES DE FASE SE SANTA ROSA Relé Modelo NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

Ubic. Código SER Sta. ROSA

kV TC 22.9 2000/1

I> 20

curva IEC-EI

Medio Tramo

22.9

20k

Medio Tramo

22.9

65k

t> 0.50

I>> --

t>> --

t> 0.200

I>> --

t>> --

t> 0.200 0.120

I>> ---

t>> ---

SE PUQUINA O-271 Relé Modelo NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

Ubic. Código Puquina O 271

kV TC 22.9 2000/1

I> 65

curva IEC-EI

Medio Tramo

22.9

20k

Medio Tramo

22.9

--

Ubic. Código O-371 Titire

kV TC 22.9 2000/1 22.9 2000/1

Medio Tramo

22.9

20k

Medio Tramo

22.9

65k

SE OMATE O-371 Relé Modelo NULEC-PTCC NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

I> 50 30

curva IEC-EI IEC-EI

SE OMATE O-373

Relé Modelo NULEC-ADVC

Ubic. Código kV TC Alim. O-373 22.9 2000/1

I> 50

curva IEC-EI

t> 0.200

I>> --

t>> --

I> 50

curva IEC-EI

t> 0.050

I>> --

t>> --

SE OMATE O-374

Relé Modelo NULEC-ADVC Fuse Protección

Ubic. Código kV TC Alim. O-374 22.9 2000/1 Medio Tramo 22.9

20k

SE UBINAS C-1 Relé Modelo NULEC-ADVC NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

Ubic. Código O-373 R03 UBINAS

kV TC 22.9 2000/1 22.9 2000/1

I> 50 10

curva IEC-EI IEC-EI

Medio Tramo

22.9

10k

Medio Tramo

22.9

20k

t> 0.20 0.50

I>> ---

t>> ---

SE UBINAS C-2 Relé Modelo NULEC-ADVC NULEC-ADVC Fuse Protección Fuse Maniobra

Ubic. Código

kV TC 22.9 2000/1 22.9 2000/1

R01 UBINAS R02 UBINAS

I> 16 12

curva IEC-EI IEC-EI

Medio Tramo

22.9

10k

Medio Tramo

22.9

30k

t> 0.80 0.30

I>> ---

t>> ---

AJUSTES DE TIERRA SE SANTA ROSA Relé Modelo

Código.

Kv

TC

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

NULEC-ADVC

AMT Sta. Rosa

22.9

2000/1

12

IEC-VI

0.10

96

0.04

10

6

--

Código.

Kv

TC

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

2000/1

15

IEC-SI

0.18

330

0.010

--

--

--

SE PUQUINA O-271 Relé Modelo NULEC-ADVC

AMT Puquina 22.9 O 271

SE OMATE O-371 Relé Modelo

Código.

Kv

TC

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

NULEC-PTCC

AMT O-371

22.9

2000/1

13

IEC-SI

0.10

--

--

--

--

--

NULEC-ADVC

Titire

22.9

2000/1

12

IEC-SI

0.02

--

--

--

--

--

Relé Modelo

Código.

Kv

TC

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

NULEC-ADVC

AMT O373

22.9

2000/1

13

IEC-SI

0.16

221

0.01

--

--

--

Relé Modelo

Código.

Kv

TC

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

NULEC-ADVC

AMT O 374

22.9

2000/1

13

IEC-SI

0.02

--

--

--

Relé Modelo

Código.

Kv

TC

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

NULEC-ADVC

R03 UBINAS

22.9

2000/1

12

IEC-SI

0.09

--

--

--

--

--

Relé Modelo

Código.

Kv

TC

Io>

Curva

to>

Io>>

to>>

I SEF

tSEF

Dir

NULEC-ADVC

R01 UBINAS

22.9

2000/1

12

IEC-SI

0.09

--

--

--

--

--

NULEC-ADVC

R02 UBINAS

22.9

2000/1

11

IEC-SI

0.02

--

--

--

--

--

SE OMATE O-373

SE OMATE O-374 tSEF Dir --

--

SE UBINAS C-1

SE UBINAS C-2


Anexo 6 Fusibles para Transformadores

Transformador MRT 13.2kV - 5kVA (1ph) 1000

[s]

T N E L I S g I D

o f a r T l a n i m o N I

100

Tfo 5 kVA 1ph uk: 4.00 % Ipeak: 8.00/0.10 s 10

1

Fuse 1 K S&C Positrol 001 Std

0.1

0.01 22.90 kV 0.1

1 Terminal(158)\Cub_2\Fuse 1 K

10

100 Tfo 5 kVA 1ph

1000

[pri.A]

10000


[s]

T N E L I S g I D


100


1 Fuse 1 K S&C Positrol 001 Std

0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 10 kVA 1ph

1000

[pri.A]

10000


[s]

T N E L I S g I D


100



0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 15 kVA 1ph

1000

[pri.A]

10000


[s]

T N E L I S g I D


100


1


0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 25 kVA 1ph

1000

[pri.A]

10000


T N E L I S g I D


[s]

Tfo 40 kVA 1ph uk: 4.00 % Ipeak: 8.00/0.10 s

100

10

1


0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 40 kVA 1ph

1000

[pri.A]

10000


T N E L I S g I D


[s]


100

10


0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 50 kVA 1ph

1000

[pri.A]

10000

Transformador 22.9kV – 15kVA (2ph) 1000

[s]

100

T N E L I S g I D

0.66 A o f T l e d l a n i m o N I

Tfo 15kVA 2ph Srat: 0.015 MVA uk: 5.00 % Ipeak: 8.00/0.10 s

10

Fuse 1K S&C Positrol Fuse Links 001Std

1

0.1

0.01 22.90 kV 0.1

1 5625804\Cub_2\Fuse 1K

10

100 1000 Transformer Damage Curve

[pri.A]

10000


[s]

T N E L I S g I D


100 Tfo 25 kVA 3ph uk: 4.00 % Ipeak: 8.00/0.10 s

10

1


0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 25 kVA 3ph

1000

[pri.A]

10000


[s]

T N E L I S g I D



10

1


0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 40 kVA 3ph

1000

[pri.A]

10000


[s]

T N E L I S g I D



10

1


0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 50 kVA 3ph

1000

[pri.A]

10000


[s]

T N E L I S g I D



10

1


0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 75 kVA 3ph

1000

[pri.A]

10000


[s]

T N E L I S g I D



10

1


0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 100 kVA 3ph

1000

[pri.A]

10000


T N E L I S g I D


[s]

100


10


1

0.1

0.01 22.90 kV 0.1


10

100 Tfo 160 kVA 3ph

1000

[pri.A]

10000


Anexo 7 Criterios de Protección en Media Tensión

Criterios de Ajustes de las Protecciones Para Sistemas de Distribucion En las redes de distribución primaria se usan principalmente los siguientes criterios en equipos de protección: a) Relé de Sobrecorriente entre fases y tierra (50/51, 50N/51N) Se encuentran ubicados en las salidas de las subestaciones y sirven de respaldo de las protecciones ubicadas aguas abajo de la red, es decir, reconectadores y/o fusibles y por lo tanto debe coordinar con ellos. La corriente de arranque de la protección de fase se calcula en base a las cargas que alimenta más una sobrecarga adicional que oscila entre 30 a 60% de la corriente de máxima demanda. Los tiempos de ajuste y curvas características dependen de las corrientes de cortocircuito y la forma de la red, es por ello que no se puede dar una recomendación general en esta parte. La corriente de arranque de la protección de tierra se calcula en base a las simulaciones de conductor caído a tierra por el lado fuente más una resistencia de falla de alta impedancia (400 Ohm para redes 10kV), al resultado de corriente de falla de alta impedancia se aplica un factor de seguridad que oscila entre 60 a 80% de la corriente calculada. b) Reconectadores Los reconectadores son utilizados en redes aéreas cumpliendo una doble función, protegen las redes de distribución contra cortocircuitos abriendo el circuito a fin de despejar la falla y una vez despejada la falla reponen el servicio de manera automática. La elección de los reconectadores se hace en base a los siguientes criterios: •

•

•

•

•

•

•

Líneas aéreas de alimentación expuestas a elevada actividad de rayos. Fusibles protegiendo líneas aguas abajo. Gran concentración de clientes en un alimentador. Alimentadores radiales. Sistemas de redes de anillos abiertos o sistemas de redes complicadas. Sitios remotos de difícil acceso. Líneas aéreas expuestas en áreas proclives a incendios.

Al detectar una falla el reconectador opera abriendo el interruptor y reconecta en función a una secuencia previamente programada. La secuencia típica es: dos operaciones rápidas (o instantáneas) y luego dos operaciones temporizadas. Se pueden usar otras secuencias, por ejemplo, una instantánea y dos temporizadas. Una vez completada la secuencia, el reconectador queda

bloqueado. Generalmente los reconectadores son construidos para programar hasta en cuatro secuencias

En redes urbanas no es recomendable efectuar recierres por el alto tráfico vehicular y/o peatonal que podrían estar cerca del defecto. c) Fusibles Estas protecciones son frecuentemente utilizadas en los sistemas de distribución por su menor costo de instalación, es la protección más barata y por ende poco confiable, su principal defecto es el estrés térmico al que es sometido con cada falla haciendo que su característica de operación se vea disminuida o desplazada. La selección de la capacidad y tipo del elemento fusible se hace en base a la carga que protege, la magnitud de la corriente de corto circuito que va a despejar y el tiempo de operación. Los fusibles deben cumplir con lo siguiente: Eliminar los cortocircuitos en los transformadores El elemento fusible no debe dañarse con corrientes de energización, tomas de carga brusca, sobrecargas de corto tiempo. Debe coordinar con los dispositivos ubicados aguas arriba (fusibles o reconectadores). Proveer un grado de protección ante sobrecargas severas.

•

•

•

•

Capacidad de los fusibles para distribución Según el estándar NEMA, los fusibles pueden llevar una carga continua de 150% de su valor nominal para elementos fusible de estaño y 100% para elementos fusible de plata. Es necesario tener presente las temperaturas extremas y las precargas que afectan las características tiempo - corriente

Selección de Fusibles •

•

•

•

Intensidad mínima (Imin): Corriente mínima de operación que origina la fusión del hilo fusible (este valor generalmente esta entre 1.6 a 2 veces la corriente nominal del fusible) Tiempo de operación (top): Tiempo que el hilo fusible demora en fundirse Intensidad nominal (In): Corriente nominal del fusible protector Tensión nominal del fusible (Vn): - Depende de la conexión del sistema - Nivel de tensión de la red

Coordinación Reconectador – Fusible Para una aplicación adecuada de los reconectadores en un sistema de distribución, se debe tomar en consideración los siguientes principios básicos: 1. El equipo ubicado en el lado próximo a la carga, debe despejar una falla permanente o temporal antes que el equipo ubicado en el lado fuente interrumpa el circuito (fusibles) o se active el bloqueo del reconectador. 2. Las salidas de servicio causados por fallas permanentes, deben estar restringidas a pequeñas secciones del sistema. Estos principios básicos influyen en la selección de las curvas de operación y la secuencia de ambos equipos ubicados en el lado fuente o en el lado carga, y la ubicación general de estos equipos en el sistema de distribución. Coordinación con fusibles ubicados en el lado carga: La máxima coordinación entre el reconectador y los fusibles ubicados en el lado carga es generalmente obtenida por el ajuste del reconectador para dos

operaciones rápidas, seguidas por dos operaciones temporizadas. Para una mejor ilustración, la apertura del primer recierre permite despejar aproximadamente un 70% de fallas temporales, y la segunda apertura, aproximadamente un 10% más. Si las fallas son repetitivas o permanentes, los fusibles se fusionan para despejar antes que el recierre opere una tercera o cuarta vez. La coordinación se consigue, pero en un menor grado, con una operación rápida seguida por tres operaciones temporizadas. Esta secuencia, también debe despejar aproximadamente el mismo porcentaje de fallas durante la apertura del primer recierre, pero probablemente es más usado cuando existen seccionalizadores automáticos en puntos intermedios entre el reconectador y los fusibles. Estas dos reglas gobiernan el uso de fusibles como equipos de protección ubicados en el lado carga de los reconectadores: 1. Para todos los valores de corriente de falla próximos a los fusibles, el tiempo mínimo de fusión del fusible debe ser mayor que el tiempo de despeje por la operación rápida del reconectador, multiplicados por un factor. El factor de multiplicación, provee un margen de seguridad entre el tiempo de despeje de la curva rápida del reconectador y el tiempo de fusión del fusible, a fin de prevenir daños o fatiga de los fusibles. La magnitud del factor de multiplicación varía con el número de operaciones rápidas y los intervalos de tiempo de recierre entre operaciones rápidas, según se muestra en el cuadro adjunto.

2. Para todos los valores de corriente de falla en la sección protegida por los fusibles, el máximo tiempo de despeje de los fusibles no debe ser mayor que el tiempo de despeje temporizado del reconectador. Si las curvas son muy próximas al reconectador puede disparar cuando los fusibles han operado, pero este reconectará, retornando el servicio al sistema remanente. Los rangos de coordinación entre el reconectador y los fusibles son fijados por las dos reglas indicadas arriba. La regla 1 establece la máxima corriente de coordinación, mientras que la regla 2 establece la mínima corriente de coordinación. La máxima corriente es la corriente mostrada donde la curva mínima de fusión de los fusibles intersecta la curva de referencia, obtenida del

producto de la curva de operación rápida del reconectador y el factor de multiplicación. La corriente mínima es a la intersección de la curva de operación total de los fusibles y la curva temporizada del reconectador. Si el tiempo máximo de despeje de los fusibles no intersecta y se extiende por debajo de la curva temporizada del reconectador, el mínimo punto de coordinación es la corriente mínima de disparo del reconectador.


Anexo 8 Evaluación de Eventos de Fase Abierta

Evaluación de Eventos de Perdi da de Fase y su Incidencia en el Ajus te de Neutr o

En los sistemas de distribución se han presentado eventos que han provocado apertura de fusibles y en seguida la desconexión del interruptor principal, el presente análisis evalúa la aparición de corrientes por el neutro a causa de la pérdida de un fusible de fase. Se ha simulado mediante la herramienta RMS de Digsilent el comportamiento de las corrientes homopolares causadas por la apertura de un fusible de protección en redes de distribución. Basados en el cálculo de flujos de carga resuelto, la función de simulación del DIgSILENT determina las condiciones iniciales de todos los elementos del sistema de distribución, cumpliendo con el requerimiento de que las derivadas de todas las variables de estado, cargas, máquinas, etc., sean cero. También está determinado qué tipo de representación de red debe ser usada para un análisis más amplio, cuál es el tamaño de los pasos de integración a usar, cuáles son los eventos a manejar y dónde almacenar los resultados. La simulación usa un procedimiento iterativo para resolver el flujo de carga AC de la red y un modelo dinámico de integración de variables de estado simultáneamente. Para el modelo de simulación RMS los cálculos de las señales eléctricas son desarrollados en base a: V = jω LI ………. V = Magnitud del fasor de voltaje. I = jωCV ………. I = Magnitud del fasor de corriente. ω = 2 π ⋅ f ……….. f = Frecuencia.

Se ha considerado dos estados, una en que el sistema es normal y otra cuando se sucede el evento de pérdida de fase, se analiza las características de las fuentes de alimentación sobre todo su conexión a tierra así como también la conexión a tierra del lado carga. Se presta principal atención en sistemas MRT. El análisis se centra en verificar el estado estable luego de la perdida de fusible, no se analiza el estado transitorio de evaporación (explosión) del fusible.

Análisi s Caso 1: Fuente YN y Cargas YN a) Condic iones previas a la falla A continuación se muestra el comportamiento del sistema en estado normal (Sin condición de fase abierta), se observa las corrientes por fase ABC y su respectiva representación en componentes de Secuencia (0, 1, 2). Como se esperaba no existe componentes de secuencia cero ni negativa. 105. 87.5

87.5 B: 100.409 A/53.81°

70.0

70.0

52.5

52.5

35.0

35.0 100.409 A/173.81° A: 100.409A/173.81°

-105. -87.5 -70.0 -52.5 -35.0 -17.5

0.000 A/0.00° 0.000 A/0.00° 17.5 35.0 52.5

17.5

-105. -87.5 -70.0 -52.5 -35.0 -17.5

17.5

17.5 35.0 52.5

[A]

-17.5

[A]

-17.5 -35.0

-35.0

-52.5

-52.5

-70.0

-70.0

-87.5

-87.5 C: 100.409 A/-66.19° -105. -123. -140. -158. Salida AMT Terminal j Phase Current in A

-105. -123. -140. -158. Salida AMT Terminal j Zero-Sequence Current in A Positive-Sequence Current in A Negative-Sequence Current in A

b) Condiciones después de la falla A continuación se muestra la simulación del evento de fase abierta en dominio del tiempo mostrándose las variables: Corrientes ABC y sus respectivas componentes simétricas, en la que se puede comparar el estado normal y luego cuando sucede la pérdida de fase.

110.0

X = -1.200 s

X = 1.200 s

100.604 A

97.448 A 87.844 A

88.00

66.00 52.146 A 44.00

22.00

0.000 -1.500

-0.902 -0.303 Salida AMT: Phase Current, Magnitude A/Terminal i in A Salida AMT: Phase Current, Magnitude B/Terminal i in A Salida AMT: Phase Current, Magnitude C/Terminal i in A

0.295

0.893

X = -1.200 s

110.0

[s]

1.49

X = 1.200 s

100.604 A 88.00 78.147 A 66.00

44.00 22.491 A 16.746 A

22.00

0.000 -1.500

0.000 A -0.902 -0.303 Salida AMT: Positive-Sequence Current, Magnitude/Terminal i in A Salida AMT: Negative-Sequence Current, Magnitude/Terminal i in A Salida AMT: 3*I0/Terminal i in A

0.295

0.893

[s]

1.49

A continuación se muestra el comportamiento del sistema en estado de falla (Con la condición de fase abierta) aquí se observa las corrientes por fase ABC y su respectiva representación en componentes de Secuencia (0, 1, 2). Como se esperaba aparecen componentes de secuencia cero y negativa por el desbalance que la perdida de fase genera. 105.

75.0

87.5

60.0

70.0 52.5

45.0 B: 51.984 A/56.82°

30.0 22.492A/115.80°

A: 97.241 A/162.60°

35.0 77.971 A/173.24°

15.0

-90.0 -75.0 -60.0 -45.0 -30.0 -15.0

17.5

15.0 30.0 45.0

5.585 A/-176.37° -105. -87.5 -70.0 -52.5 -35.0 -17.5

17.5 35.0 52.5

[A]

-17.5

-30.0

-35.0

-45.0

-52.5

-60.0

-70.0 C: 87.700 A/-57.11° -87.5 -105. -123. -140. -158. Salida AMT Terminal j Phase Current in A

-15.0

-75.0 -90.0 -105. -120. -135. Salida AMT Terminal j Zero-Sequence Current in A Positive-Sequence Current i n A Negative-Sequence Current in A

[A]

Caso Caso 2: Fuente YN y Cargas Y o D (cargas sin conexión con exión a tierra) a) Condic Condic iones previas a la falla A continuación continuación se muestra el comportamiento comportamiento del sistema en estado normal (Sin condición de fase abierta) aquí se observa las corrientes por fase ABC y su respectiva representación en componentes de Secuencia (0, 1, 2). Como se esperaba no existe componentes de secuencia cero ni negativa. [A]

[A]

123.

105.

105. 87.5

87.5 B: 100.784 A/57.10° 70.0

70.0

52.5

52.5

35.0

35.0 100.784 A/177.10° -10 5. -87.5 -70.0 -52.5 -35.0 -17.5

17.5

0.000 A/0.00 0.000 A/0.00 ° 0.000 A/0.00 0.000 A/0.00 ° 17.5 35.0 52.5 [A]

17.5

A: 100. 784 A/1 77.10 ° -10 5. -87.5 -70.0 -52.5 -35.0 -17.5

17.5 35.0 52.5

[A ]

-17.5

-17.5 -35.0

-35.0

-52.5

-52.5

-70.0

-70.0

-87.5

-87.5 C: 100.784 A/-62.90° -105. -123. -140. -158. Salida AMT Terminal j Phase Current in A

-105. -123. -140. -158. Salida AMT Terminal j Zero-Sequence Current in A Positive-Sequence Current in A Negative-Sequence Current in A

b) Condic Condic iones después de la falla A continuación continuación se muestra la simulación simulación del evento de fase abierta en dominio del tiempo mostrándose las variables: Corrientes ABC y sus respectivas componentes simétricas, en la que se puede comparar el estado normal y luego cuando sucede la pérdida de fase.

110.0

X = -1.200 s

X = 1.200 s

100.932 A 90.709 A 88.00

66.00 52.635 A 44.00

22.00

0.000 -1 .50 0

110.0


0.295

0.893

X = -1.200 s

[s ]

1.49

X = 1.200 s

100.932 A 88.00 76.780 A 66.00

44.00 24.177 A

22.00

0.000 -1 .50 0

0.000 A

0.084 A

-0.902 -0.303 Salida AMT: Positive-Sequence Current, Magnitude/Terminal i in A Salida AMT: Negative-Sequence Current, Magnitude/Terminal i in A Salida AMT: 3*I0/Terminal i in A

0.295

0.893

[s ]

1.49

A continuación continuación se muestra el comportamiento comportamiento del sistema en estado de falla (Con la condición de fase abierta) aquí se observa las corrientes por fase ABC y su respectiva representación en componentes de Secuencia (0, 1, 2). Como se esperaba aparecen componente de secuencia negativa por el desbalance que la perdida de fase genera sin embargo la de componente cero es mínima. 90.0

75.0

75.0

60.0

60.0 45.0

45.0 B: 52.485 A/58.48° 24.183 A/115.57°

A: 90. 90.508 508 A/ A/163 163.93 .93°°

30.0 76.632 A/177.58° -90.0 -75.0 -60.0 -45.0 -30.0 -15.0

15.0

30.0 15.0 15.0 30.0 45.0 0.028 A/-1.33° A/-1.33°

-90.0 -75.0 -60.0 -45.0 -30.0 -15.0

15.0 30.0 45.0

[A]

-15.0

-30.0

-30.0

-45.0

-45.0

-60.0

-60.0 -75.0 -90.0 -105. -120. -135. Salida AMT Terminal j Phase Current in A

-15.0

-75.0 C: 91.789 A/-49.50° -90.0 -105. -120. -135. Salida AMT Terminal j Zero-Sequence Current in A Positive-Sequence Current in A Negative-Sequence Current in A

[A]

Caso 3: Fuente D y Cargas YN a) Condic Condic iones previas a la falla A continuación continuación se muestra el comportamiento comportamiento del sistema en estado normal (Sin condición de fase abierta) aquí se observa las corrientes por fase ABC y su respectiva representación en componentes de Secuencia (0, 1, 2). Como se esperaba no existe componentes de secuencia cero y negativa.

[A]

[A]

105.

90.0

90.0 75.0

75.0 B: 88.153 A/57.24° 60.0

60.0

45.0

45.0

30.0

30.0 88.153 A/177.24° -90.0 -75.0 -60.0 -45.0 -30.0 -15.0

15.0

0.000 A/0.00° 0.000 A/0.00° 0.000 A/0.00° 0.000 A/0.00° 15.0 30.0 45.0 [A]

15.0

A: 88.153 A/177.24° -90.0 -75.0 -60.0 -45.0 -30.0 -15.0

15.0 30.0 45.0

[A]

-15.0

-15.0 -30.0

-30.0

-45.0

-45.0

-60.0

-60.0

-75.0

-75.0 C: 88.153 A/-62.76° -90.0 -105. -120. -135. Salida AMT Terminal j Phase Current in A

-90.0 -105. -120. -135. Salida AMT Terminal j Zero-Sequence Current in A Positive-Sequence Current in A Negative-Sequence Current in A

b) Condic Condic iones después de la falla A continuación continuación se muestra la simulación simulación del evento de fase abierta en dominio del tiempo mostrándose las variables: Corrientes ABC y sus respectivas componentes simétricas, en la que se puede comparar el estado normal y luego cuando sucede la pérdida de fase.

X = -1.200 s

110.0

X = 1.200 s

88.303 A

88.00

80.925 A 78.154 A

66.00

43.793 A

44.00

22.00

0.000 -1.500


0.295

0.893

X = -1.200 s

110.0

[s]

1.49

X = 1.200 s

88.303 A

88.00

66.015 A

66.00

44.00 22.364 A

22.00

0.000 -1.500

0.000 A

0.059 A

-0.902 -0.303 Salida AMT: Positive-Sequence Current, Magnitude/Terminal i in A Salida AMT: Negative-Sequence Current, Magnitude/Terminal i in A Salida AMT: 3*I0/Terminal i in A

0.295

0.893

[s]

1.49

A continuación se muestra el comportamiento del sistema en estado de falla (Con la condición de fase abierta) aquí se observa las corrientes por fase ABC y su respectiva representación en componentes de Secuencia (0, 1, 2). Como se esperaba aparece componente de secuencia negativa por el desbalance que la perdida de fase genera pero no existe componente de secuencia cero. 105.

75.0

90.0

62.5

75.0

50.0

60.0

37.5

45.0 B: 43.606 A/53.58° A: 80.736 A/162.87°

65.858 A/176.03° -75.0 -62.5 -50.0 -37.5 -25.0 -12.5

15.0

-90.0 -75.0 -60.0 -45.0 -30.0 -15.0

15.0 30.0 45.0

[A]

-15.0

-75.0 -90.0 -105. -120. -135.

12.5

0.000 A/0.00° 12.5 25.0 37.5

-12.5

-37.5

-45.0 -60.0

25.0

-25.0

-30.0

Salida AMT Terminal j Phase Current in A

22.369 A/120.81°

30.0

-50.0 C: 78.058 A/-48.95°

-62.5 -75.0 -87.5 -100. -113. Salida AMT Terminal j Zero-Sequence Current in A Positive-Sequence Current in A Negative-Sequence Current i n A

[A]

Variables que determinan la canti dad de corri ente por neutro . El comportamiento de las corrientes por neutro que aparece cuando existe una falla de fase abierta va a depender principalmente de dos factores que se mencionan a continuación: I. Conexión de la Fuente a) Sistemas con neutro aislado

b) Sistemas con neutro puesto a tierra

II. Conexión de la Carga El comportamiento de las corrientes homopolares va a depender de cómo está conectada la carga en el lado de la fuente. Para eventos de fase abierta las conexiones Yn de los primarios de los transformadores de distribución “aportan corriente al neutro a la red”, mientras que para

estudio de coordinacion de proteccion aplicando digsilent power factory

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